Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista

Transcripción

1 Reporte Semanal del Mercado Eléctrico Mayorista Sistema Interconectado Nacional 1 al 7 de julio del 218 Versión Elaboró/Revisó /1. BCF / FSD

2 Puntos Relevantes del Mercado El PML promedio para el MDA, fue de 1, $/MWh. Los PMLs máximo y mínimo en el MDA fueron 6,69.71 $/MWh y $/MWh, los cuales se presentaron en los nodos 8COZ-34.5 y 4ECC-23, respectivamente. El precio promedio en Nodos Distribuidos para el MDA fue de 1, $/MWh. Los precios máximo y mínimo en Nodos Distribuidos fueron 6, $/MWh y $/MWh, los cuales se presentaron en las Zonas de Carga Riviera Maya y Guaymas, respectivamente. La demanda máxima pronosticada para el MDA se presentó el día jueves con un valor de 4,93.66 MW, y la demanda mínima se presentó el día domingo con un valor de 29,25.7 MW. De la totalidad de la energía despachada en el MDA, 66.23% proviene de Centrales Térmicas, 14.92% se abastece de Centrales con Contratos de Interconexión Legados, 6.73% proviene de Centrales No Despachables, 1.68% proviene de Centrales Hidroeléctricas y el 1.44% restante, es obtenida a través de Centrales Renovables. La disponibilidad de Ofertas presentadas en el MDA proviene de: oferta Térmica 62.1%, oferta Hidroeléctrica 2.5%, Oferta CIL 11.59%, Oferta No Despachable 5.23% y Oferta Renovable 1.12%. La máxima capacidad ofertada de esta semana fue de 49,566 MW. El Costo de Oportunidad promedio para el MDA fue de 1, $/MWh. Los Costos de Oportunidad máximo y mínimo fueron de 2,3.3 $/MWh y $/MWh, los cuales se presentaron en los embalses Huites y Villita, respectivamente. Los cuatro principales enlaces congestionados en el MDA fueron: 6-2 ENL NES CID-LAA USA, -15 ENL NTE-NES, 6-3 ENL NES CUF-RRD USA y 4-4 PGD- EPM. Los costos marginales promedio de los enlaces fueron: 261. $/MWh, 1,11.38 $/MWh, $/MWh y 1, $/MWh, respectivamente. Los precios máximos y mínimos de los Servicios Conexos, así como el monto de la reserva asignada, fueron: o Zona SIN. Precios (Max Min) $/MW-h MW Asignados (Max Min) Tipo de Reserva Regulación , minutos 1

3 Tabla 1. Novedades Relevantes del Mercado Fecha del evento Descripción 1 de julio Sin novedad. 2 de julio Indisponibilidad por un total de 931 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de tres unidades térmicas, una unidad por fuga en el generador de vapor, y dos unidades por desvío de la posición de los alabes que direccionan el aire hacia los quemadores, todas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por tubos rotos en caldera, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste. 3. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga en línea de vapor, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste. 3 de julio Indisponibilidad por un total de 585 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en subestación, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad hidráulica por vibraciones en turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental. 3. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por fuga en caldera, y otra unidad por apertura de bypass de alta presión, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste. 4 de julio Indisponibilidad por un total de 974 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por altas señales de vibración del turbo grupo, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por restricción de combustible, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de dos unidades, una unidad térmica por atoramiento en álabes de control, y una unidad hidráulica por daño en interruptor de control de VCD, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noroeste. 4. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por falla en tarjeta de bypass de alta presión, y otra unidad por falla en terminal del controlador de turbina, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste. 5 de julio Indisponibilidad por un total de 97 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por tubos rotos en caldera, y otra unidad por operación en falso de la válvula de venteo de compresor, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por falso contacto en tablero de control del interruptor de unidad, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en alimentación de tarjeta de control, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noreste. 6 de julio Indisponibilidad por un total de 515 MW, derivado de: 1. Salida de emergencia de una unidad térmica por falla en sensor de temperatura en compresor de turbina, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Oriental. 2

4 2. Salida de emergencia de una unidad térmica por fuga de hidrógeno en el sistema de enfriamiento del generador, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Occidental. 7 de julio Indisponibilidad por un total de 1,19 MW, derivado de: 1. Salida de una unidad térmica para mantenimiento, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Central. 2. Salida de dos unidades térmicas para mantenimiento, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Occidental. 3. Salida de emergencia de una unidad térmica por alta presión de combustible, correspondiente a la Gerencia de Control Regional Noroeste. 4. Salida de emergencia de dos unidades térmicas, una unidad por fuga en el generador de vapor, y otra unidad por alta expansión diferencial, ambas correspondientes a la Gerencia de Control Regional Noreste. 3

5 MW $/MWh Figura 1. Precio Marginal Local Promedio. 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Min-Max Prom Figura 2. Demanda y Generación por Tipo de Oferta. 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio ND RN CIL CC TE TG TE-IM HI Demanda 4

6 $/MWh Figura 3. Precios Promedio en Nodos Distribuidos Representativos. 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Min-Max Guaymas CDMX Monterrey Guadalajara Hermosillo Chetumal Riviera Maya Figura 4. Precio Promedio Semanal en Nodos Distribuidos. Subdirección de Operación de Mercado Zona de Precio Máximo Mínimo TEHUACAN RIVIERA MAYA REYNOSA $ $ 2, $ 1,16.39 Fecha Hora PML 29/1/216 1 MITIGADOS MOSTRAR $ 2,564 1 $ 2,272 2 $ 2,126 3 $ 1,981 4 $ 1,835 5 $ 1,689 6 $ 1,544 7 $ 1,398 8 $ 1,252 9 $ 1,16 # 5

7 $/MWh GWh $/MWh GWh Figura 5. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse. 2, 18 1,8 16 1,6 14 1,4 1, , Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago Balsas Grijalva Santiago 1 de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Costo de Oportunidad Energía Máxima Figura 6. Costos de Oportunidad y Energía Hidro Máxima Diaria por Embalse (continuación). 2, , 5 1,5 4 1, de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Costo de Oportunidad Energía Máxima 6

8 FRECUENCIA $/MWh MWh Figura 7. Capacidad Ofertada y Capacidad Despachada por Tipo de Oferta. 5, 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Disponible CIL CIL - RE HI ND RN RN - PEE TE TE - PEE Figura 8. Enlaces de Transmisión Congestionados MDA. 9 2, , 6 5 1, , ENL NES CID-LAA USA _-15 ENL NTE-NES 6-3 ENL NES CUF- RRD USA 4-4 PGD- EPM 8-9 ENL VAD-CNC _-12 ENL MZD-JOM _-19 ENL THP-LBR 6-1 ENL NES PNE- EAP USA 8-1 ENL ESA SLC-MCD _-22 ENL HERMOSILL O-SIN Frecuencia CMg Prom ($/MWh) , , ,46.2 1, ,

9 MW $/MW MW $/MW Figura 9. Servicios Conexos (Zona SIN). Reserva de Regulación de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Req (MW) Precio Reserva Rodante de 1 min de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Req (MW) Precio 8

10 $/MWh Figura 1. Costo Unitario de Servicios Conexos para Entidades Responsables de Carga (Zona SIN). Zona SIN de julio 2 de julio 3 de julio 4 de julio 5 de julio 6 de julio 7 de julio Reserva de Regulación Reserva Rodante de 1 min Reserva No Rodante de 1 min Reserva Suplementaria 9