Upload
others
View
0
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
15/2/2020 Reporte 1
1/1
BCS
Año actual Año anterior
262267272277282287292297
Jan 25 Feb 15
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
304
Congestión positiva (Centros blancos) indica que el costo de entrega de energía en este punto es mayor que el costo de la entrega en el nodo de referencia.Congestión negativa (Centros negros) indica que el costo de entrega de energía en este punto es menor que el costo de la entrega en el nodo de referencia.
Demanda promedio del día [MW] [3]
Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS)Sistema Interconectado Baja California (BCA)Sistema Interconectado Nacional (SIN)
SIN
Año actual Año anterior
31,942
32,942
33,942
34,942
35,942
Jan 25 Feb 15
1
Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh]
Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW] [1]
Demanda pico [MW] [2]
Margen de capacidad mínimo después de reservas [%]
El margen de capacidad para el SIN, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 32.3% en la hora 20. Se presentaron PML mayores que $5,000/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular con un promedio de $1,347/MWh y un máximo de $7,072/MWh en 11 horas. Se presentaron PML menores que $100/MWh en la GCR Noroeste y en el nodo 06LAA-138 con un promedio de $176/MWh y un mínimo de $81/MWh en 6 horas.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 29.3% en la hora 20. Las importaciones máximas asignadas fueron de 41 MW a la hora 12. El PML máximo fue de $454/MWh en la hora 19.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 42.1% en la hora 20. El PML máximo fue de $1,804/MWh en la hora 20.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
2,815
1,304
SIN
0
9,424
18,847 28,271
37,694
47,118
31,945
BCS
0
98
196 294
392
490
239
.
0
500
1,000
1,500
2,000
1,060
SIN
0
6,000
12,000 18,000
24,000
30,000
21,79035,188
425 322 1,587
Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
1,523
285
BCA
Año actual Año anterior
1,279
1,379
1,479
1,579
1,679
Jan 25 Feb 15
Día de operación: 15 feb 2020
MW MW MW
MW MWMW
MW
[1]. El margen de capacidad se calcula como la capacidad disponible de generación después de suministrar la demanda y los requerimientos de reserva. El área naranja representa el margen de capacidad del 5% de las horas con margen más bajo durante 2017 y 2018, el amarillo el 45% siguiente y el verde el 50% restante.[2]. La demanda se estima como la suma de inyecciones de energía por generación e importación.[3]. El área naranja indica una demanda diaria superior al 100% de la demanda diaria máxima del año anterior, el área amarilla entre 50% y 100% y el área verde valores menores al 50%
SIN
MW
MW
SIN
Cortes de energía de la solución del MDA [MWh]
Sistema Hora Día de Operación (%) Promedio 21 días (%)
BCS
SIN
BCA
20
20
20
42.12
32.38
29.31
42.57
30.30
26.61
GeneraciónCIL - Contrato de Interconexión LegadoHI - Hidroeléctrica
IMP - ImportaciónNP - No Programable
Glosario de términos
RN - RenovableTE - Térmica
Servicios ConexosRREG - Reserva de Regulación Secundaria de FrecuenciaRR10 - Reserva Rodante de 10 MinutosRNR10 - Reserva No Rodante de 10 Minutos
RRS - Reserva Rodante SuplementariaRNRS - Reserva No Rodante Suplementaria
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
Máximo de la
demanda diaria del
año anterior +15%
BCA BCS
BCA BCS
Análisis preliminar Noticias relevantes
33,000 500
El 14 de febrero se presentaron 12 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 2 en la GCR Noreste, 2 en la GCR
Noroeste, 1 en la GCR Norte, 5 en la GCR Occidental, 1 en la GCR Oriental y 1 en la GCR Peninsular.
15/2/2020 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
100
200
300
400
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PML para el día de Operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
28,620.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,180)
[3,180 a 6,360)
[6,360 a 9,540)
[9,540 a 12,720)
[12,720 a 15,900)
[15,900 a 19,080)
[19,080 a 22,260)
[22,260 a 25,440)
[25,440 a 28,620)
0.00
99.57
0.41
0.02
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.95
0.05
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.90
0.10
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.01
99.79
0.20
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
QUINTANA ROO
COZUMEL
No Aplica
7,072.00
81.00
461.08
421.28
96.45
-62.50
6,514.57
-277.70
19
1
08COZ-34.5
06LAA-138
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
20,000
40,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
0
100
200
300
400
500
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)
0
500,000
1,000,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
19 ene 26 ene 02 feb 09 feb
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
15 feb 2020
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
10
20
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
15/2/2020 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
-1,000
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
8 feb 2020
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (SIN)
600,000
650,000
700,000
750,000
800,000
850,000
900,000
950,000
1,000,000
Ener
gía
Inye
ctad
a [M
Wh]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
20
20
20
20
20
20
6,561.49
7,670.95
25.00
4,613.84
1,041.05
34,910.47
152,554.30
186,387.32
822.00
107,377.56
44,902.65
835,441.19
Total 20 54,822.79 1,327,485.01
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
20
20
0.00
86.67
0.00
6.67
0.00
6.67
3
20
20
Hora
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %]
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Día de operación: 15 feb 2020
15/2/2020 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
1
2
3
4
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RNRS RRS lim
Distribución de PML para el día de Operación (BCA)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
28,620.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,180)
[3,180 a 6,360)
[6,360 a 9,540)
[9,540 a 12,720)
[12,720 a 15,900)
[15,900 a 19,080)
[19,080 a 22,260)
[22,260 a 25,440)
[25,440 a 28,620)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.95
99.05
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
92.83
7.17
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
0
50
100
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
BAJA CALIFORNIA
MEXICALI
MEXICALI
454.00
270.00
413.82
282.84
40.10
-12.96
0.00
0.00
19
2
07SAF-115
07CPD-230
1
1
1
1
1
1
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCA)
0
50
100
150
200
250
300
350
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 15 feb 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCA)
0
20,000
40,000
60,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
19 ene 26 ene 02 feb 09 feb
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
15/2/2020 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
20
75.00
0.00
0.00
25.00
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
20
20
20
20
20
80.32
0.00
421.90
0.00
2,209.90
1,957.41
109.00
9,960.60
324.87
52,046.82
Total 20 2,712.12 64,398.70
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
20
18
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 15 feb 2020
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora8 feb 2020
15/2/2020 BCS 1
1/1
Distribución de PML para el día de Operación (BCS)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
0.00
3,180.00
6,360.00
9,540.00
12,720.00
15,900.00
19,080.00
22,260.00
25,440.00
28,620.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,180)
[3,180 a 6,360)
[6,360 a 9,540)
[9,540 a 12,720)
[12,720 a 15,900)
[15,900 a 19,080)
[19,080 a 22,260)
[22,260 a 25,440)
[25,440 a 28,620)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.94
0.06
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
100
200
300
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh] Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA SUR
BAJA CALIFORNIA SUR
LOS CABOS
LA PAZ
1,804.00
1,319.00
1,714.85
1,323.27
89.14
-4.46
0.00
0.00
20
4
07CAF-115
07COR-230
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
10
20
30
40
50
60
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 15 feb 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
15,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
19 ene 26 ene 02 feb 09 feb
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
100
200
300
Hora
Pre
cio
[$/M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
15/2/2020 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCS)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 50 100 150 200 250 300 350
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019 ene 2020
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCS)
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
20
20
20
0.00
0.00
595.18
429.16
0.67
14,058.32
Total 20 595.18 14,488.15
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
20
20
20
71.43
28.57
0.00
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
20
20
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 15 feb 2020
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora8 feb 2020