Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista de una de las turbinas, todas correspondientes a la...

2018.11

Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista

Versión Elaboró/Revisó

2018.11/1.0 BCF / FSD

Sistema Interconectado Nacional

11 al 17 de marzo del 2018

Dirección de Administración del Mercado Subdirección de Operación del Mercado Unidad de MDA y MTR

1

Puntos Relevantes del Mercado

• El PML promedio para el MDA, fue de 1,301.13 $/MWh. Los PMLs máximo y

mínimo en el MDA fueron 4,259.58 $/MWh y 379.78 $/MWh, los cuales se

presentaron en los nodos 06TEG-400 y 04AGD-230, respectivamente.

• El precio promedio en Nodos Distribuidos para el MDA fue de 1,323.09 $/MWh.

Los precios máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron 3,494.92 $/MWh y

407.80 $/MWh, los cuales se presentaron en las Zonas de Carga Huasteca y

Nogales, respectivamente.

• La demanda máxima pronosticada para el MDA se presentó el día martes con un

valor de 36,193.52 MW, y la demanda mínima se presentó el día domingo con un

valor de 25,292.24 MW.

• De la totalidad de la energía despachada en el MDA, 67.72% proviene de

Centrales Térmicas, 16.22% se abastece de Centrales con Contratos de

Interconexión Legados, 7.45% proviene de Centrales No Despachables, 7.45%

proviene de Centrales Hidroeléctricas y el 1.16% restante, es obtenida a través de

Centrales Renovables.

• La disponibilidad de Ofertas presentadas en el MDA proviene de: oferta Térmica

61.66%, oferta Hidroeléctrica 19.78%, Oferta CIL 12.12%, Oferta No Despachable

5.57% y Oferta Renovable 0.87%. La máxima capacidad ofertada de esta semana

fue de 45,410 MW.

• El Costo de Oportunidad promedio para el MDA fue de 1,805.30 $/MWh. Los

Costos de Oportunidad máximo y mínimo fueron de 2,152.28 $/MWh y 1,176.49

$/MWh, los cuales se presentaron en los embalses La Yesca y El Fuerte,

respectivamente.

• Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA fueron: _0-22 ENL

HERMOSILLO-SIN, 6-4 ENL VDG-RAP, 6-02 ENL NES CID-LAA USA y 4-4

PGD-EPM. Los costos marginales promedio de los enlaces fueron: 534.55 $/MWh,

911.44 $/MWh, 377.83 $/MWh y 510.93 $/MWh, respectivamente.

• Los precios máximos y mínimos de los Servicios Conexos, así como el monto de

la reserva asignada, fueron:

o Zona 1.

Precios (Max – Min) $/MW-h MW Asignados (Max – Min) Tipo de Reserva

1,033.56 – 33.43 217.00 – 130.00 Regulación

975.30 – 13.53 370.00 – 214.00 10 minutos

o Zona 2.


2,053.97 – 20.47 125.00 – 60.00 Regulación

203.94 – 7.45 177.00 – 100.00 10 minutos

http://www.cenace.gob.mx/Index.aspx


2

o Zona 3.


1,555.14 – 62.80 144.00 – 80.00 Regulación

975.15 – 10.06 201.00 – 128.00 10 minutos

o Zona 4.


903.40 – 7.00 21.00 – 7.00 Regulación

32.75 – 5.55 59.40 – 30.00 10 minutos

Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado Fecha del evento Descripción

11 de marzo Indisponibilidad por un total de 388 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica para revisión por disparo,

correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de una unidad térmica para mantenimiento, correspondiente a la

Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar excentricidad en

turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

12 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,304 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de cinco unidades térmicas, una unidad por falso

contacto en transformador de corriente del generador, tres unidades por vibraciones en una turbina, y otra unidad por fuga de hidrógeno en generador eléctrico. Salida de dos unidades hidráulicas para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Oriental.

2. Salida de emergencia de una unidad térmica por operación en falso de una protección de interruptor, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

13 de marzo Indisponibilidad por un total de 999 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de dos unidades, una unidad hidráulica por distribuidor

fuera de posición, y una unidad térmica por alto nivel de condensado en compresor, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por fuga en recuperador de calor, y dos unidades por falla en señal de vibración en chumacera de una de las turbinas, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica por vibración en chumacera, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.

14 de marzo Indisponibilidad por un total de 695 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla transitoria en

alimentador de distribución, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga de agua en el enfriador de la unidad, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica por daño en cableado del secundario del transformador de corriente del neutro del generador eléctrico, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

4. Salida de emergencia de una unidad térmica por bajo nivel de agua en domo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste.



3

15 de marzo Indisponibilidad por un total de 607 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de cuatro unidades térmicas, una unidad por fuga de

aceite de lubricación en turbina, una unidad por alta temperatura en chumacera superior, una unidad por fuga de gases calientes en turbina, y otra unidad por diferencia de presión en sensores de unidad, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga de vapor en línea de baja presión, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica para mantenimiento, correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

16 de marzo Indisponibilidad por un total de 1,712 MW, derivado de: 1. Salida de dos unidades, una unidad térmica y una unidad hidráulica para

mantenimiento, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Oriental.

2. Salida de emergencia de tres unidades, dos unidades térmicas por problemas de software, y una unidad hidráulica por daño en módulo periférico del regulador de velocidad, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

3. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad al estar realizando pruebas de “run back” de equipos auxiliares, una unidad por vibraciones en turbina, y otra unidad por daño interno en válvula de vacío, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

17 de marzo Indisponibilidad por un total de 2,083 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla de interruptor de

bomba de aceite de control de turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central.

2. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos en el economizador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental.

3. Salida de emergencia de una unidad térmica por presentar alta vibración, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental.

4. Salida de emergencia de una unidad térmica por operación en falso del relevador de protección de unidad, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste.

5. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por falla de posición de válvula cuaternaria de combustible, y dos unidades por falla en compresor. Salida de dos unidades térmicas para mantenimiento. Todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste.

6. Salida de emergencia de una unidad térmica por conector roto del cable de neutro del generador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Peninsular.



4

Figura 1. Precio Marginal Local Promedio.

Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo

Miércoles 14 de marzo

Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

Wh

Min-Max Prom

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

MW

ND RN CIL CC TE TG TE-IM HI Demanda



5

Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos.

Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

Wh

Min-Max Nogales CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Huasteca

Dirección de Administración del Mercado

Subdirección de Operación de Mercado

Unidad de MDA y MTR

Zona de Precio Máximo Mínimo

TEHUACAN RIVIERA MAYA CABORCA

889.17$ 1,640.97$ 678.86$

Fecha Hora PML

29/01/2016 1 MITIGADOS

1,641$ 1

1,449$ 2

1,352$ 3

1,256$ 4

1,160$ 5

1,064$ 6

967$ 7

871$ 8

775$ 9

679$ #

MOSTRAR



6

Figura 5. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse.

Figura 6. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse (continuación).

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

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MPS

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M

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CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

CR

L

INF

VIL

AN

G

MM

T

MPS

PEA

AG

M

CJN LY

E

Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

GW

h

$/M

Wh

Costo de Oportunidad Energía Máxima

0

1

2

3

4

5

6

7

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Fuer

te -

EF

U

Fuer

te -

HTS

Yaq

ui -

NV

L

Ap

ulc

o -

MZT

Pap

alo

apan

- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

Fuer

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EF

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Fuer

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HTS

Yaq

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L

Ap

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MZT

Pap

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MU

Moc

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MN

Fuer

te -

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Fuer

te -

HTS

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L

Ap

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MZT

Pap

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- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

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EF

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HTS

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L

Ap

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MZT

Pap

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MU

Moc

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ma

- Z

MN

Fuer

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EF

U

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HTS

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L

Ap

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o -

MZT

Pap

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- Z

MN

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EF

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Fuer

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HTS

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NV

L

Ap

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o -

MZT

Pap

alo

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- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

Fuer

te -

EF

U

Fuer

te -

HTS

Yaq

ui -

NV

L

Ap

ulc

o -

MZT

Pap

alo

apan

- T

MU

Moc

tezu

ma

- Z

MN

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

GW

h

$/M

Wh

Costo de Oportunidad Energía Máxima



7

Figura 7. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta.

Figura 8. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

MW

h

Disponible CIL CIL - RE HI ND RN RN - PEE TE TE - PEE

_0-22 ENLHERMOSILLO-

SIN

6-4 ENL VDG-RAP

6-02 ENL NESCID-LAA USA

4-4 PGD-EPM8-01 ENL PEN-

BEL6-03 ENL NESCUF-RRD USA

_0-16MALPASODOS

-TABASCO

2-8 ENL OCC-ORI

6-9 ENL CPY-ANP

Frecuencia 108 93 49 31 8 6 6 3 2

CMg Prom($/MWh)

534.55 911.44 377.83 510.93 674.56 110.05 1,272.05 871.25 3,303.42

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

0

20

40

60

80

100

120

$/M

Wh

FREC

UEN

CIA



8

Figura 9. Servicios Conexos (Zona 1).

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0

50

100

150

200

250

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW

Reserva de Regulación

Req (MW) Precio

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW

Reserva Rodante de 10 min

Req (MW) Precio



9


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0

20

40

60

80

100

120

140

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

50

100

150

200

250

0

20

40

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1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



10


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

0

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200

250

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



11


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

0

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20

25

1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013161922

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio

0

5

10

15

20

25

30

35

0

10

20

30

40

50

60

1 4 7 101316 1922 1 4 7 1013161922 1 4 7 10131619 22 1 4 7 1013161922 1 4 7 101316 1922 1 4 7 1013161922 1 4 7 1013 1619 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

W

MW


Req (MW) Precio



12

Figura 13. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona 1).


0

5

10

15

20

25

30

35

1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22 1 4 7 10 13 16 19 22

Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

Wh

Zona 1

Reserva de Regulación Reserva Rodante de 10 min Reserva No Rodante de 10 min Reserva Suplementaria

0

5

10

15

20

25

30

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Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

$/M

Wh

Zona 2




13



0

5

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Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

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Domingo 11 de marzo

Lunes 12 de marzo

Martes 13 de marzo


Jueves 15 de marzo

Viernes 16 de marzo

Sábado 17 de marzo

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Zona 4



Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista de una de las turbinas, todas correspondientes a la...

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