495 663 2,795 - gob › cms › uploads › attachment › file › ...oriental, 2 en la gcr...
TRANSCRIPT
-
30/9/2020 Reporte 1
1/1
BCS
Año actual Año anterior
399
419
439
459
479
Sep 09 Sep 30
BCA 0.00
BCS 0.00
SIN 0.00
BCS
0
90
180270
360
450
114
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]
Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS)Sistema Interconectado Baja California (BCA)Sistema Interconectado Nacional (SIN)
SIN
Año actual Año anterior
36,27837,27838,27839,27840,27841,278
Sep 09 Sep 30
1
Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema [$/MWh]
Margen de capacidad promedio del día después de reservas [MW]
Demanda pico [MW]
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 17.33 % en la hora 21. El PML máximo fue $3,709/MWh en la Gerencia de Control Regional (GCR) Peninsular en la hora 1.
El margen de capacidad para el BCA, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 2.66 % en la hora 18. Las exportaciones máximas asignadas fueron 193 MW en la hora 19. Las importaciones máximas asignadas fueron 45 MW en la hora 16. El PML máximo fue $2,239/MWh en la hora 18. Se presentaron PML menores que $100/MWh con un promedio de -$33.7/MWh y un mínimo de -$183/MWh de la hora 3 a la hora 7.
El margen de capacidad para el BCS, después de considerar requerimientos de reservas, registró un valor mínimo del 7.78 % en la hora 22. El PML máximo fue $3,778/MWh en la hora 20.
El 29 de septiembre se presentaron 12 Estados Operativos de Alerta en Tiempo Real: 3 en la GCR Norte, 2 en la GCR Oriental, 2 en la GCR Peninsular, 1 en la GCR Noroeste, 1 en la GCR Noreste, 1 en la GCR Central, 1 en la GCR Occidental y 1 en el BCA.
REPORTE DIARIO DEL MERCADO DEL DÍA EN ADELANTO (MDA) Monitor Independiente del Mercado (MIM)
BCA
0
563
1,126 1,689
2,252
2,815
2,203
SIN
0
9,424
18,847 28,271
37,694
47,118
36,744
BCS
0
98
196 294
392
490
412
.
0
500
1,000
1,500
2,000
445
SIN
0
6,000
12,000 18,000
24,000
30,000
12,75339,704
495 663 2,795
Precio Medio Ponderado de Zona de Carga, promedio diario [$/MWh]
2,686
470
BCA
Año actual Año anterior
1,5961,7961,9962,1962,3962,596
Sep 09 Sep 30
Día de operación: 30 sep 2020
MW MW MW
MW MWMW
MW
SIN
MW
MW
SIN
Cortes de energía de la solución del MDA [MWh]
Sistema Hora Día de Operación (%)
Promedio 21 días (%)
SIN
BCS
BCA
21
22
18
17.33
7.78
2.66
19.74
9.53
10.42
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
-
30/9/2020 SIN 1
1/1
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (SIN)
0
100
200
300
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALDía de operación:
Distribución de PML para el día de Operación (SIN)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atrás [%]
-5,000.00
0.00
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
0.00
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
34,185.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,798)
[3,798 a 7,596)
[7,596 a 11,394)
[11,394 a 15,192)
[15,192 a 18,990)
[18,990 a 22,788)
[22,788 a 26,586)
[26,586 a 30,384)
[30,384 a 34,185)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.98
0.02
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
99.97
0.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
98.11
1.89
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria HI Reserva Suplementaria TE RREG HI RREG
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh]
Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
QUINTANA ROO
CHIHUAHUA
COZUMEL
ASCENSION
3,709.00
249.00
507.39
475.84
144.22
-152.66
3,057.52
-74.56
1
11
08COZ-34.5
05COS-115
1
1
1
1
1
1
2
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (SIN)
0
20,000
40,000
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP RN TE HI IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
PML promedio, 24 horas (SIN)
0
100
200
300
400
500
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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]
06 sep 13 sep 20 sep 27 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 %]
30 sep 2020
Componentes del PML
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (SIN)
0
10
20
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RR10 RNRS RRS RNR10 lim
-
30/9/2020 SIN 2
1/1
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
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
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (SIN)
0
500
1,000
1,500
2,000
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
23 sep 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
1,000,000En
erg
ía In
yect
ada
[MW
h]
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
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 2020 sep 2020
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
HI
IMP
NP
RN
TE
17
17
17
17
17
17
6,385.78
9,296.64
0.00
3,346.66
4,120.29
30,775.65
144,750.60
226,563.01
0.00
72,718.53
50,678.59
739,974.75
Total 17 53,925.02 1,234,685.48
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Carboeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
17
17
17
4.00
80.00
0.00
0.00
16.00
0.00
3
17
17
Hora
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %]
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación
Análisis de largo plazo MDA [$/MWh y MW]
Análisis de la diferencia entre el MDA y el MTR [$/MWh, MW, y %]
Día de operación: 30 sep 2020
-
30/9/2020 BCA 1
1/1
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCA)
0
20
40
60
80
Hora
Pre
cio
[$/
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 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
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
0.00
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
34,185.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,798)
[3,798 a 7,596)
[7,596 a 11,394)
[11,394 a 15,192)
[15,192 a 18,990)
[18,990 a 22,788)
[22,788 a 26,586)
[26,586 a 30,384)
[30,384 a 34,185)
12.50
87.50
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
3.03
96.59
0.38
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
Precios de Servicios Conexos RREG, RR10, y RNR10, 24 horas (BCA)
0
500
1,000
Hora
Pre
cio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
RREG RR10 RNR10
Descripcion Estado Localidad PML [$/MWh]
Energía [$/MWh] Pérdidas [$/MWh] Congestión [$/MWh] Hora Nodo # Observaciones # Horas # Nodos
PML MAX
PML MIN
BAJA CALIFORNIA
VARIOS
MEXICALI
VARIOS
2,239.00
-183.00
1,902.44
-182.81
336.59
0.00
0.00
0.00
18
4
07SAF-115
VARIOS
1
110
1
1
1
110
4
PML promedio, 24 horas (BCA)
0
500
1,000
1,500
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
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
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: 30 sep 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
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]
06 sep 13 sep 20 sep 27 sep
CIL NP RN TE IMP Reserva asignada Margen de Capacidad
-
30/9/2020 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
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCA)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
MW
h]
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
Demanda MDA Demanda MTR Oferta asignada MDA Oferta asignada MTR
Convergencia de PML, media móvil 7 días (BCA)
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 2020 sep 2020
PML promedio diario, promedio móvil 7 días (BCA)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
PM
L p
rom
edio
dia
rio
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCA)
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000En
erg
ía in
yect
ada
dia
ria
[MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Ciclo Combinado
Importación
Térmica Convencional
Turbo Gas
18
18
18
18
37.50
0.00
25.00
37.50
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
IMP
NP
RN
TE
18
18
18
18
18
85.40
0.00
779.20
12.66
2,211.48
1,963.40
114.00
18,243.96
353.27
50,662.09
Total 18 3,088.74 71,336.72
5
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA
18
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: 30 sep 2020
[1]. Se consideran como límites del indicador +/- 200% y se excluyen del gráfico los valores que tienden a infinito cuando el denominador incluye precios cercanos a $0/MWh
Hora23 sep 2020
[1]
-
30/9/2020 BCS 1
1/1
Distribución de PML para el día de Operación (BCS)PrecioInicial PrecioFinal Rango Día de Operación [%] 7 días atras [%] 21 días anteriores [%] 21 días anteriores, 1 año atras [%]
-5,000.00
0.00
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
0.00
3,798.00
7,596.00
11,394.00
15,192.00
18,990.00
22,788.00
26,586.00
30,384.00
34,185.00
[-5,000 a 0)
[0 a 3,798)
[3,798 a 7,596)
[7,596 a 11,394)
[11,394 a 15,192)
[15,192 a 18,990)
[18,990 a 22,788)
[22,788 a 26,586)
[26,586 a 30,384)
[30,384 a 34,185)
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
96.77
3.23
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
28.58
71.23
0.19
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas (BCS)
0
20
40
60
80
100
Hora
Pre
cio
[$/
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
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
3,778.00
1,652.00
3,616.26
1,814.53
162.12
-162.69
0.00
0.00
20
11
07MOR-115
07GAO-115
1
1
1
1
1
1
6
PML promedio, 24 horas (BCS)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
Hora
PM
L p
rom
edio
[$/
MW
h]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PML máximo y mínimo [$/MWh]
PML, precios de Servicios Conexos, asignación y despacho [$/MWh]
SISTEMA INTERCONECTADO BAJA CALIFORNIA SUR
Asignación por tipo de reserva, 24 horas (BCS)
0
10
20
30
40
50
60
Hora
Res
erva
s A
sgin
adas
[M
Wh]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
TE Reserva Suplementaria TE RREG
Día de operación: 30 sep 2020
Componentes del PML
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas (BCS)
0
200
400
600
Hora
Solu
ció
n d
e p
ote
ncia
[M
W]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 días (BCS)
0
5,000
10,000
Fecha
Sum
a d
e so
luci
ón
de
po
tenc
ia [
MW
h]
06 sep 13 sep 20 sep 27 sep
CIL NP TE Reserva asignada Margen de Capacidad
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas (BCS)
0
50
100
Hora
Pre
cio
[$/
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
-
30/9/2020 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
[$/
MW
h]
0 100 200 300 400 500
Demanda MDA Oferta asignada MDA
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 días atrás (BCS)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Capacidad (MW)
Pre
cio
[$/
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
(MTR
-MD
A)/
MD
A [
%]
nov 2019 ene 2020 mar 2020 may 2020 jul 2020 sep 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
[$/
MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
PML PML año anterior
Energía inyectada diaria, promedio móvil 7 días (BCS)
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000En
erg
ía in
yect
ada
dia
ria
[MW
h]
ene 2019 mar 2019 may 2019 jul 2019 sep 2019 nov 2019
Energía inyectada diaria Energía inyectada diaria año anterior
Tipo de generación Hora Pico Capacidad Hora Pico [MW] Energía Diaria [MWh]
CIL
NP
TE
17
17
17
38.23
0.06
552.69
423.47
159.97
13,477.41
Total 17 590.98 14,060.84
Tipo de Tecnología Hora Pico Proporción [%]
Combustión Interna
Térmica Convencional
Turbo Gas
17
17
17
14.29
0.00
85.71
7
Hora
Análisis de la hora pico MDA [$/MWh, MW, MWh, y %] Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecnología
Capacidad y energía ofertadas por tipo de generación
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: 30 sep 2020
Hora23 sep 2020
-
Glosario de términos
Precio Marginal Local (PML) promedio por Sistema.
El PML promedio del d́ıa (punto negro) se calcula como la media aritmética de los promedios horarios de todoslos PML.
Verde: Desde el precio piso del Sistema hasta el PML promedio del año anterior más una desviaciónestándar.
Amarillo: Desde el PML promedio del año anterior más una desviación estándar hasta el PML pro-medio del año anterior más dos desviaciones estándar.
Naranja: Desde el PML promedio del año anterior más dos desviaciones estándar hasta el preciotope del Sistema.
Margen de Capacidad promedio del d́ıa después de reservas.
Promedio de la capacidad disponible después de satisfacer la demanda más los requerimientos de reservas parael D́ıa de Operación.
Naranja: Desde cero hasta el promedio del 5 % de las horas del año anterior con los valores ḿınimosde Margen de Capacidad.
Amarillo: Desde el promedio del 5 % de las horas del año anterior con los valores ḿınimos de Margende Capacidad hasta el promedio del 45 % de las horas del año anterior con los valoresḿınimos de Margen de Capacidad.
Verde: Desde el promedio del 45 % de las horas del año anterior con los valores ḿınimos de Margende Capacidad hasta 100 %.
COi=LDMaxiHI,TE+SPiCIL
+SPiNP+SPiRN
+SPiIMP
Di=SPiCIL+SPiNP
+SPiRN+SPiTE
+SPiHI+SPiIMP
MCprom=
∑24i=1
(COi−Di−ResiHI,TE
)24
Dondei Hora del D́ıa de Operación.COi Capacidad Ofertada para la hora i.LDMaxiHI,TE
Ĺımite de Despacho Económico Máximo en la hora i de la generación HI pro-gramable y TE económica.
SPiCILSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.
SPiNPSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.
SPiRNSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.
SPiTESolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta TE
SPiHISolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta HI.
SPiIMPSolución de Potencia en la hora i de IMP asignadas.
Di Demanda para la hora i.ResiHI,TE
Reservas asignadas en la hora i de la generación HI programable y TE económica.
MCprom Margen de Capacidad promedio del D́ıa de Operación.
Margen de Capacidad ḿınimo después de reservas.
Valor ḿınimo de la capacidad disponible horaria después de satisfacer la demanda más los requerimientos dereservas para el D́ıa de Operación y promedio de los valores ḿınimos de la capacidad disponible horaria despuésde satisfacer la demanda más los requerimientos de reservas de los últimos 21 D́ıas de Operación.
MCi=
{COi−Di−ResiHI,TE
COi
}∗100
MCMd=min{MCi
}Donde
i Hora del D́ıa de Operación.d D́ıa de Operación.MCMd Margen de Capacidad Mı́nimo para el D́ıa de Operación.COi Capacidad Ofertada para la hora i.Di Demanda para la hora i.ResiHI,TE
Reservas asignadas en la hora i de la generación HI programable y TE.
MCi Margen de Capacidad en la hora i.
Demanda pico.
Evolución del valor máximo de la demanda horaria en el MDA para los últimos 21 D́ıas de Operación comparadacon los mismos 21 D́ıas de Operación del año anterior.
Di ={SPiCIL
+ SPiNP+ SPiRN
+ SPiHI+ SPiTE
+ SPiIMP
}Dmaxd
=max{Di}
Dondei Hora del D́ıa de Operación.d D́ıa de Operación.Di Demanda la hora i para el D́ıa de Operación.SPiCIL
Solución de Potencia en la hora h del tipo de oferta CIL.
SPiNPSolución de Potencia en la hora h del tipo de oferta NP.
SPiRNSolución de Potencia en la hora h del tipo de oferta RN.
SPiHISolución de Potencia en la hora h del tipo de oferta HI.
SPiTESolución de Potencia en la hora h del tipo de oferta TE.
SPiIMPSolución de Potencia en la hora h de IMP asignadas.
DmaxdDemanda Pico del D́ıa de Operación.
Demanda promedio del d́ıa.
Promedio de la sumatoria de las Soluciones de Potencia por tipo de generación para el D́ıa de Operación.
Naranja: Demanda promedio diaria superior al 100 % de la demanda diaria máxima del año anterior.Amarillo: Demanda promedio diaria a partir del 50 % de la demanda diaria máxima del año anterior
hasta el 100 % de la demanda diaria máxima del año anterior.Verde: Demanda promedio diaria inferior al 50 % de la demanda diaria máxima del año anterior.
Dprom=
∑24i=1
(SPiCIL
+SPiNP+SPiRN
+SPiHI+SPiTE
+SPiIMP
)24
DondeDprom Demanda promedio para el D́ıa de Operación.i Hora del D́ıa de Operación.SPiCIL
Solución de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.
SPiNPSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.
SPiRNSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.
SPiHISolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta HI.
SPiTESolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta TE.
SPiIMPSolución de Potencia en la hora i de IMP asignadas.
Cortes de enerǵıa de la solución del MDA.
Sumatoria de los Cortes de Enerǵıa en la solución del MDA. Cuando se presentan cortes de enerǵıa, los preciostienden a ser iguales o cercanos al precio tope del sistema.
Ce =∑24
i=1 Cortei
Dondei Hora del D́ıa de Operación.Ce Sumatoria de Cortes de Enerǵıa para el D́ıa de Operación.Cortei Corte de Enerǵıa en la hora i del D́ıa de Operación.
PML máximo y ḿınimo.
Información de los NodosP en los cuales se registraron los PML máximo y ḿınimo del Sistema en el D́ıa deOperación.
PML promedio, 24 horas.
PML promedio horario del MDA para el D́ıa de Operación en el sistema.
Asignación por tipo de reserva y tipo de generación, 24 horas.
Asignación por tipo de Reserva de Regulación y Reserva Suplementaria del tipo de generación Térmica económicae Hidroeléctrica programable.
RSiTE=RNR10iTE
+RR10iTE+RNRSiTE
+RRSiTE
RSiHI=RNR10iHI
+RR10iHI+RNRSiHI
+RRSiHI
Dondei Hora del D́ıa de Operación.RSiTE
Reserva Suplementaria asignada en la hora i de la generación TE económica.
RSiHIReserva Suplementaria asignada en la hora i de la generación HI programable.
RNR10iTEReserva No Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generación TEeconómica.
RNR10iHIReserva No Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generación HIprogramable.
RR10iTEReserva Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generación TEeconómica.
RR10iHIReserva Rodante de 10 minutos asignada en la hora i de la generación HI pro-gramable.
RNRSiTEReserva No Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generación TEeconómica.
RNRSiHIReserva No Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generación HIprogramable.
RRSiTEReserva Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generación TEeconómica.
RRSiHIReserva Rodante Suplementaria asignada en la hora i de la generación HI pro-gramable.
Despacho y asignación por tipo de generación, 24 horas.
Despacho económico horario por tipo de oferta incluyendo el requerimiento de reserva asignada y la capacidaddisponible no asignada en el MDA para el D́ıa de Operación en el sistema.
SPCILiSPNPiSPRNiSPTEiSPHIi
SPIMPiResiMCi
Dondei Hora del D́ıa de Operación.SPCIL Solución de Potencia del tipo de oferta CILen la hora i.SPNP Solución de Potencia del tipo de oferta NP en la hora i.SPRN Solución de Potencia del tipo de oferta RN en la hora i.SPTE Solución de Potencia del tipo de oferta TE en la hora i.SPHI Solución de Potencia del tipo de oferta HI en la hora i.SPIMP Solución de Potencia en la hora i de IMP asignadas.Resi Reservas asignadas en la hora i.MCi Margen de Capacidad en la hora i.
Precios de Servicios Conexos RREG, 24 horas.
Precio promedio horario de Reservas de Regulación Secundaria de Frecuencia en el MDA para el D́ıa de Operaciónen el sistema.
8
-
Precios de otros Servicios Conexos, 24 horas.
Precio promedio horario de Reservas Rodantes de 10 minutos, Reservas No Rodantes de 10 minutos, ReservasRodantes Suplementarias y Reservas No Rodantes Suplementarias en el MDA para el D́ıa de Operación en elsistema.
Despacho y asignación por tipo de generación, 30 d́ıas.
Sumatoria diaria del despacho económico por tipo de oferta incluyendo el requerimiento de reserva asignada yla capacidad disponible no asignada en el MDA para los últimos 30 D́ıas de Operación en el Sistema.
SPCILd=∑24
i=1 SPCILi
SPNPd=∑24
i=1 SPNPi
SPRNd=∑24
i=1 SPRNi
SPTEd=∑24
i=1 SPTEi
SPHId=∑24
i=1 SPHIi
SPIMPd=∑24
i=1 SPIMPi
Resd=∑24
i=1 Resi
MCd=∑24
i=1 MCi
Donde
d D́ıa de Operación.i Hora del D́ıa de Operación.SPCILd
Solución de Potencia del tipo de oferta CIL para el D́ıa de Operación d.
SPCILiSolución de Potencia del tipo de oferta CIL para la hora i del D́ıa de Operación.
SPNPdSolución de Potencia del tipo de oferta NP para el D́ıa de Operación d.
SPNPiSolución de Potencia del tipo de oferta NP para la hora i del D́ıa de Operación.
SPRNdSolución de Potencia del tipo de oferta RN para el D́ıa de Operación d.
SPRNiSolución de Potencia del tipo de oferta RN para la hora i del D́ıa de Operación.
SPTEdSolución de Potencia del tipo de oferta TE para el D́ıa de Operación d.
SPTEiSolución de Potencia del tipo de oferta TE para la hora i del D́ıa de Operación.
SPHIdSolución de Potencia del tipo de oferta HI para el D́ıa de Operación d.
SPHIiSolución de Potencia del tipo de oferta HI para la hora i del D́ıa de Operación.
SPIMPdSolución de Potencia en el D́ıa de Operación d de IMP asignadas.
SPIMPiSolución de Potencia de la hora i de IMP asignadas en el D́ıa de Operación.
Resd Reservas asignadas para el D́ıa de Operación d.Resi Reservas asignadas en la hora i para el D́ıa de Operación.MCd Margen de Capacidad para el D́ıa de Operación d.MCi Margen de Capacidad en la hora i para el D́ıa de Operación.
Distribución del PML para el D́ıa de Operación.
Comparativo de la distribución de los PML (NodoP-hora) del MDA para el D́ıa de Operación, 7 d́ıas previos,promedio de los últimos 21 D́ıas de Operación y promedio de los 21 D́ıas de Operación equivalentes del añoprevio.
Curva de oferta asignada y demanda, hora pico.
Estimación del precio de cierre del mercado a partir de los siguientes supuestos:
a. Sólo se consideran Ofertas de Compra y Ofertas de Venta asignadas.b. Sólo se analizan las UCE cuya Solución de Potencia es mayor que cero.c. No se incluye en el cálculo la asignación ni los requerimientos de reservas.d. El rango ofertado despachable de las UCE hidroeléctricas (HI) se calcula como la diferencia entre el
Ĺımite de Despacho Económico Mı́nimo y Máximo.e. Se estima que la enerǵıa base (precio cero) corresponde a la sumatoria de los tres elementos siguientes:
(1) Ĺımites Mı́nimos de Despacho Económico de las Ofertas de Venta HI (2) Solución de Potenciade las Ofertas de Venta CIL, NP y RN y (3) Valor ḿınimo entre los Ĺımites Mı́nimos de DespachoEconómico y la Solución de Potencia de las Ofertas de Venta TE.
f. Se considera que la demanda máxima es inflexible.g. Sólo se incluyen las Ofertas de Importación asignadas. Las importaciones asignadas por Confiabilidad
son consideradas a precio cero.
Unidades de Central Eléctrica despachadas parcialmente por tipo de tecno-loǵıa.
Porcentaje de las UCE por tipo de tecnoloǵıa térmica que se encuentran asignadas entre el Ĺımite de DespachoEconómico Mı́nimo y el Ĺımite de Despacho Económico Máximo. Se descarta del análisis las UCE HI.
DPTh=
UCEjUCETE
∗ 100
DondeDPTh
Despacho parcial por tipo de tecnoloǵıa en la hora de Demanda Pico.
j Grupo de tecnoloǵıa perteneciente al tipo de oferta TEh Hora de Demanda Pico.UCEj Número de UCE de un grupo de tecnoloǵıa perteneciente a la oferta TE despachada
dentro de sus ĺımites de despacho económico.UCETE Número total de UCE perteneciente a la oferta TE dentro de sus ĺımites de despacho
económico.
Capacidad y enerǵıa ofertada por tipo de generación.
Suma de la capacidad ofertada por tipo de Oferta de Venta para la hora en que se registró la demanda máximay la Solución de Potencia por tipo de Oferta de Venta en el MDA para el D́ıa de Operación.
Caph=
SPCILhSPNPhSPNPhLDMaxTEhLDMaxHIhSPIMPh
Dondeh Hora de Demanda Pico.Caph Capacidad en la hora h.SPCILh
Solución de Potencia del tipo de oferta CIL en la hora h.
SPNPhSolución de Potencia del tipo de oferta NP en la hora h.
SPRNhSolución de Potencia del tipo de oferta RN en la hora h.
LDMaxTEhĹımite de Despacho Económico Máximo del tipo de oferta TE económica en la horah.
LDMaxHIhĹımite de Despacho Económico Máximo del tipo de oferta HI programable en la horah.
SPIMPhSolución de Potencia en la hora h de IMP asignadas.
ED=
∑24i=1 SPCILi∑24i=1 SPNPi∑24i=1 SPRNi∑24i=1 LDMaxTEi∑24i=1 LDMaxHIi∑24i=1 SPIMPi
Dondei Hora del D́ıa de Operación.ED Enerǵıa diaria.SPiCIL
Solución de Potencia en la hora i del tipo de oferta CIL.
SPiNPSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta NP.
SPiRNSolución de Potencia en la hora i del tipo de oferta RN.
LDMaxTEiĹımite de Despacho Económico Máximo del tipo de oferta TE económica en la horai.
LDMaxHIiĹımite de Despacho Económico Máximo del tipo de oferta HI programable en la horai.
SPiIMPSolución de Potencia en la hora i de IMP asignadas.
PML promedio diario, promedio móvil 7 Dias.Comparativo entre el promedio móvil de 7 d́ıas del PML promedio diario en el MDA para el año en curso y elaño inmediato anterior.
PML7d=
∑6k=0 PMLd−k
7
DondePML7d PML promedio móvil 7 d́ıas.d D́ıa de Operación.k Número de d́ıas anteriores al D́ıa de Operación actual.PMLd−k PML promedio del k-ésimo d́ıa previo al D́ıa de Operación actual.
Enerǵıa Inyectada Diaria, Promedio Móvil 7 D́ıas.Comparativo entre el promedio móvil de 7 d́ıas de la sumatoria de Enerǵıa Inyectada en el MDA para el año encurso y el año inmediato anterior.
EId = SPCILd+ SPNPd
+ SPRNd+ SPTEd
+ SPHId+ SPIMPd
EI7d=
∑6k=0 EId−k
7
Donde
EId Enerǵıa Inyectada para el D́ıa de Operación.d D́ıa de Operación.k Número de d́ıas anteriores al D́ıa de Operación actual.SPCILd
Solución de Potencia del tipo de oferta CIL para el D́ıa de Operación d.
SPNPdSolución de Potencia del tipo de oferta NP para el D́ıa de Operación d.
SPRNdSolución de Potencia del tipo de oferta RN para el D́ıa de Operación d.
SPTEdSolución de Potencia del tipo de oferta TE para el D́ıa de Operación d.
SPHIdSolución de Potencia del tipo de oferta HI para el D́ıa de Operación d.
SPIMPdSolución de Potencia de IMP asignadas para el D́ıa de Operación d.
EI7d Enerǵıa Inyectada promedio móvil 7 d́ıas.EId−k Enerǵıa Inyectada promedio del k-ésimo d́ıa previo al D́ıa de Operación actual.
Curva de oferta asignada y demanda en la hora pico MDA, 7 d́ıas atrás.Comparativo entre la estimación del precio de cierre del MDA y el precio de cierre del MTR para la hora en quese registró la demanda máxima 7 d́ıas atrás
Convergencia de PML, Media Móvil 7 d́ıas.Promedio móvil de la diferencia entre el PML promedio del MTR y el PML promedio del MDA.
DIF (MDA−MTR)d=PML(MTR)d−PML(MDA)d
PML(MDA)d
DIF7d=
∑6k=0 DIF (MDA−MTR)d−k
7
Donded D́ıa de Operación.k Número de d́ıas anteriores al D́ıa de Operación actual.DIF (MDA−MTR)d Diferencia entre los PML promedio del MDA y MTR para el D́ıa de Operación
d.PML(MTR)d PML promedio del MTR para el D́ıa de Operación d.PML(MDA)d PML promedio del MDA para el D́ıa de Operación d.
DIF7d Promedio móvil de 7 d́ıas para la diferencia entre los PML del MDA y MTR.promedio .
DIF (MDA−MTR)d−k Diferencia de los PML promedio del MDA y MTR del k-ésimo d́ıa previo alD́ıa de Operación actual.
9
RD-2020-09-30Anexo Reporte Diario