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25/9/2019 Reporte 1 1/1 BCS 362 382 402 422 442 462 482 04 sep 25 sep Año actual Año anterior BCA 0.00 BCS 0.00 SIN 0.00 BCS 0 90 180 270 360 450 97 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 35,729 36,729 37,729 38,729 39,729 40,729 41,729 04 sep 25 sep Año actual Año anterior 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 [%] Se presentaron PML entre $5,001/MWh y $5,556/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular y en la GCR Oriental, durante la hora 18. Se presentaron PML menores a $100/MWh en la GCR Noroeste, durante 3 horas. Se presentaron PML entre $5,006/MWh y $5,155/MWh en el BCS, durante la hora 18. REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM) BCA 0 563 1,126 1,689 2,252 2,815 1,848 SIN 0 9,424 18,847 28,271 37,694 47,118 38,164 BCS 0 98 196 294 392 490 377 . 0 500 1,000 1,500 2,000 442 SIN 0 6,000 12,000 18,000 24,000 30,000 7,877 41,042 2,357 619 3,255 Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh] 2,156 429 BCA 1,881 2,081 2,281 2,481 2,681 04 sep 25 sep Año actual Año anterior Día de operación: 25 sep 2019 MW MW MW MW MW MW 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 (%) BCA BCS SIN 19 22 21 5.58 8.32 9.81 3.11 3.14 15.11 Generación CIL - Contrato de Interconexión Legado HI - Hidroeléctrica IMP - Importación NP - No Programable Glosario de términos RN - Renovable TE - Térmica Servicios Conexos RREG - Reserva de Regulación Secundaria de Frecuencia RR10 - Reserva Rodante de 10 Minutos RNR10 - Reserva No Rodante de 10 Minutos RRS - Reserva Rodante Suplementaria RNRS - 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 24 de septiembre se presentaron 8 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noreste, 3 en la GCR Norte, 1 en las GCR Peninsular y 1 en la GCR Oriental.
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25/9/2019 Reporte 1
1/1
BCS
362382402422442462482
04 sep 25 sep
Año actual Año anterior
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
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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
35,72936,72937,72938,72939,72940,72941,729
04 sep 25 sep
Año actual Año anterior
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 [%]
Se presentaron PML entre $5,001/MWh y $5,556/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular y en la GCR Oriental, durante la hora 18. Se presentaron PML menores a $100/MWh en la GCR Noroeste, durante 3 horas. Se presentaron PML entre $5,006/MWh y $5,155/MWh en el BCS, durante la hora 18.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
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SIN
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18,847 28,271
37,694
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BCS
0
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196 294
392
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.
0
500
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0
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7,87741,042
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Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
2,156
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BCA
1,881
2,081
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04 sep 25 sep
Año actual Año anterior
Día de operación: 25 sep 2019
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 (%)
BCA
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5.58
8.32
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15.11
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 24 de septiembre se presentaron 8 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Noreste, 3 en la GCR Norte, 1 en las GCR Peninsular y 1 en la GCR Oriental.
![Page 2: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/2.jpg)
25/9/2019 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
Hora
Pre
cio
[$/
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 PMLs 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
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5,476.00
8,214.00
10,952.00
13,690.00
16,428.00
19,166.00
21,904.00
0.00
2,738.00
5,476.00
8,214.00
10,952.00
13,690.00
16,428.00
19,166.00
21,904.00
24,645.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,738)
[2,738 a 5,476)
[5,476 a 8,214)
[8,214 a 10,952)
[10,952 a 13,690)
[13,690 a 16,428)
[16,428 a 19,166)
[19,166 a 21,904)
[21,904 a 24,645)
0.00
70.97
29.02
0.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
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0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
94.68
5.30
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0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
92.49
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0.33
0.11
0.00
0.13
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
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s A
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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
OAXACA
NO DISPONIBLE
SANTIAGO PINOTEPA NA
PITIQUITO
5,556.00
8.00
4,523.27
1,610.74
1,032.96
-253.92
0.00
-1,348.55
18
12
02PIN-115
04MNV-230
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
10,000
20,000
30,000
40,000
Hora
Solu
ció
n d
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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
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
Hora
PM
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rom
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[$/
MW
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (SIN)
0
500,000
1,000,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
01 sep 08 sep 15 sep 22 sep
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
25 sep 2019
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
Hora
Pre
cio
[$/
MW
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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
![Page 3: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/3.jpg)
25/9/2019 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (SIN)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
PM
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dia
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[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
18 sep 2019
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 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Convergencia de PML, media móvil 7 días (SIN)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
21
21
21
21
21
21
5,055.14
9,396.04
484.00
3,814.36
360.15
28,363.09
119,553.77
221,277.26
11,604.00
85,787.77
27,780.58
677,725.55
Total 21 47,472.78 1,143,728.92
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
21
21
21
21
21
21
15.79
42.11
0.00
26.32
10.53
5.26
3
22
21
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 [$/MWh, MW, y %]
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Día de operación: 25 sep 2019
![Page 4: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/4.jpg)
25/9/2019 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
2
4
6
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RNRS RRS lim
Distribución de PMLs para el día de operación (BCA)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
2,738.00
5,476.00
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0.00
2,738.00
5,476.00
8,214.00
10,952.00
13,690.00
16,428.00
19,166.00
21,904.00
24,645.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,738)
[2,738 a 5,476)
[5,476 a 8,214)
[8,214 a 10,952)
[10,952 a 13,690)
[13,690 a 16,428)
[16,428 a 19,166)
[19,166 a 21,904)
[21,904 a 24,645)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
98.20
1.25
0.54
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
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0.08
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
0
100
200
300
400
500
Hora
Pre
cio
[$/
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
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
ENSENADA
1,108.00
349.00
962.96
353.28
145.26
-4.07
0.00
0.00
20
2
07SAF-115
07JOV-230
1
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1
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PML promedio, 24 horas (BCA)
0
200
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Hora
PM
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rom
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[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh, MW y %]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCA)
0
100
200
300
400
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 25 sep 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCA)
0
20,000
40,000
60,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
01 sep 08 sep 15 sep 22 sep
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
![Page 5: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/5.jpg)
25/9/2019 BCA 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCA)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
8,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
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 [
%]
nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Ener
gía
inye
ctad
a d
iari
a [M
Wh]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
19
19
19
19
50.00
0.00
33.33
16.67
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
19
19
19
19
19
84.16
0.00
470.30
2.03
2,112.89
1,975.86
0.00
11,404.10
378.21
49,606.27
Total 19 2,669.38 63,364.44
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/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
19
16
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 25 sep 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora18 sep 2019
![Page 6: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/6.jpg)
25/9/2019 BCS 1
1/1
Distribución de PMLs para el día de operación (BCS)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
2,738.00
5,476.00
8,214.00
10,952.00
13,690.00
16,428.00
19,166.00
21,904.00
0.00
2,738.00
5,476.00
8,214.00
10,952.00
13,690.00
16,428.00
19,166.00
21,904.00
24,645.00
[-5,000 a 0)
[0 a 2,738)
[2,738 a 5,476)
[5,476 a 8,214)
[8,214 a 10,952)
[10,952 a 13,690)
[13,690 a 16,428)
[16,428 a 19,166)
[19,166 a 21,904)
[21,904 a 24,645)
0.00
48.07
51.93
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4.76
65.18
30.06
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
12.65
78.71
8.46
0.18
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
27.89
70.79
0.00
0.00
0.05
1.28
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
800
Hora
Pre
cio
[$/
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
COMONDU
5,155.00
1,821.00
4,950.65
2,009.58
204.43
-188.41
0.00
0.00
23
9
07SJC-115
07GAO-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
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 [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 25 sep 2019
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
200
400
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
01 sep 08 sep 15 sep 22 sep
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$/
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
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
![Page 7: 2 , 3 5 7 6 1 9 3 , 2 5 5 - gob.mx€¦ · 25/9/2019 SIN 1 1/ 1 Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN) 0 1,000 2,000 3,000 4,000 Hora Precio [$/MWh] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10](https://reader033.fdocumento.com/reader033/viewer/2022042908/5f393b9a54ccbb58f27ccd0e/html5/thumbnails/7.jpg)
25/9/2019 BCS 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 100 200 300 400 500
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 100 200 300 400 500 600
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCS)
-20
-10
0
10
20
30
40
50
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
nov 2018 ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
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 2018 mar 2018 may 2018 jul 2018 sep 2018 nov 2018
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
17
17
17
42.60
0.06
514.51
440.57
1.21
12,500.09
Total 17 557.17 12,941.86
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
16.67
0.00
83.33
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación [4]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
17
17
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 25 sep 2019
[4]. La hora pico se define como la hora con mayor demanda en el MDA para el día analizado.
Hora18 sep 2019
