Tesis-David-SAínchez-MelA-ndez

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Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de 
Monterrey 
 
Campus Monterrey 
 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
 
Metodología de Cálculo de las Curvas de 
Demanda de Reserva para el Mercado Eléctrico 
Mexicano 
 
 
Tesis presentada por 
David Sánchez Meléndez 
 
sometida a la Escuela de Ingeniería y Ciencias como un requisito 
parcial para obtener el grado académico de 
 
Maestro en Ciencias 
 con Especialidad en Ingeniería Energética 
 
Monterrey, Nuevo León, México a 14 de mayo de 2018
 
14 de mayo de 2018 
Dirección Nacional de Posgrado 
Dr. Rubén Morales Menéndez 
B Tecnológico W de Monterrey 
Z 4 MAY 2018 
Monterrey, Nuevo León, México 
orales Menéndez 
Director Nacional de Posgrado 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
M.C. Uriel lram Lezama Lope 
Gerencia de Análisis de Redes 
Instituto Nacional de Electricidad y Energías Renovables 
Miembro del comité 
M.C. Favio Perales Martínez 
Subdirección de Diseño del Mercado Eléctrico 
Centro Nacional de Control de Energía 
Miembro del comité 
Dr. Armando Rafael Llamas Terrés 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
Tecnológico de Monterrey 
Asesor principal 
Los miembros del comité aquí citados certificamos que hemos leído la tesis presentada 
por David Sánchez Meléndez y consideramos que es adecuada en alcance y calidad como 
un requisito parcial para obtener el grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería 
Energética, 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey 
Campus Monterrey 
@2018 DA VID SÁNCHEZ MELÉNDEZ 
Todos los derechos reservados 
David Sánchez Meléndez 
Monterrey, N.L., México a 14 de mayo de 2018 
• Realice este trabajo en su totalidad durante mi candidatura al grado de 
Maestro en Ciencias en esta universidad. 
• He dado crédito a cualquier parte de esta tesis que haya sido previamente 
sometida para obtener un grado académico o cualquier otro tipo de 
titulación en esta o cualquier otra universidad. 
• He dado crédito a cualquier trabajo previamente publicado que se haya 
consultado en esta tesis. 
• He citado el trabajo consultado de otros autores, y la fuente de donde los 
obtuve. 
• He dado crédito a todas las fuentes de ayuda utilizadas. 
• He dado crédito a las contribuciones de mis coautores, cuando los 
resultados corresponden a un trabajo colaborativo. 
• Esta tesis es enteramente mía, con excepción de las citas indicadas. 
Yo, David Sánchez Meléndez, declaro que esta tesis titulada "Metodología de 
Cálculo de las Curvas de Demanda de Reserva para el Mercado Eléctrico 
Mexicano", y el trabajo que se presenta en ella es de mi autoría. Adicionalmente, 
confirmo que: 
Declaración de autoría 
 
 
DEDICATORIA 
 
A mis queridos padres, Evelia y José Luis, por brindarme las 
herramientas necesarias para cumplir mis sueños. 
 
A mis hermanos, Esme y Chelis, por ser mi ejemplo de vida. 
 
A Saraí, ejemplo de fortaleza y fuente de mi inspiración 
 
 
 
Agradecimientos 
Este trabajo es fruto del esfuerzo de múltiples instituciones y personas que día a día 
laboran arduamente y a quienes me gustaría dar crédito. 
 
A mi asesor, el Dr. Armando Llamas Terrés, le agradezco su valioso apoyo y total 
disponibilidad, que su particular estilo de enseñar se mantenga por generaciones. 
 
A mi coasesor, MC Uriel Lezama investigador del INEEL, le agradezco su dedicación y 
determinación para lograr este trabajo, así como las múltiples horas de asesoría y sus 
invaluables consejos. 
 
A mi revisor, MC Favio Perales colaborador del CENACE, por la confianza depositada 
en mi para el desarrollo de este tema de impacto nacional, así como por sus 
recomendaciones y atenciones. 
 
Al Dr. Osvaldo Micheloud por sus consejos para que este trabajo estuviera realizado en 
tiempo y forma, que su dedicación siga siendo fuente de inspiración de muchos jóvenes. 
 
Al Consorcio Empresarial claro ejemplo de comunidad basada en la confianza del trabajo 
de los jóvenes entregando resultados palpables a la sociedad. 
 
Al Tecnológico de Monterrey, por abrirme las puertas y brindarme las herramientas 
necesarias durante mi estancia, por ser impulsor de mi desarrollo profesional, cultural 
y personal. 
 
A la SENER y CONACyT por el apoyo económico para la realización de mis estudios. 
 
A mis amigos por creer en mí y motivarme a seguir adelante, a Peri por ser fiel creyente 
de mis fortalezas, a Lupita por la confianza depositada durante tantos años en mí, a 
Mariandrea por su valioso apoyo y dedicación durante largas horas de estudio, a 
Santiago por sus aportes en mis presentaciones, a Remedios por su apoyo durante mi 
estancia en Cuernavaca. A mis amigos de Morelia, los nuevos de Monterrey y a los que 
siempre han creído en mí. 
 
A Dios por darme vida, salud, oportunidades y las herramientas. Gracias.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Equipado con sus cinco sentidos, el Hombre explora el Universo que lo 
rodea y a sus aventuras las llama Ciencia. 
Edwin Powell Hubble 
 
 
 
 
 
Contenido 
 
Resumen ............................................................................................................................ i 
Abstract ............................................................................................................................. i 
Lista de Figuras .............................................................................................................. iii 
Lista de Tablas ................................................................................................................. v 
 Introducción ................................................................................................... 1 
1.1 Introducción ....................................................................................................... 1 
1.2 Definición del problema..................................................................................... 2 
1.2.1 Enfoque operativo del problema .............................................................. 3 
1.2.2 Enfoque económico del problema ............................................................. 6 
1.3 Justificación del problema............................................................................... 10 
 Mercados Eléctricos ..................................................................................... 11 
2.1 Los Mercados Eléctricos .................................................................................. 11 
2.2 Mercado Eléctrico Mexicano ........................................................................... 13 
2.3 Mercado de Energía ......................................................................................... 15 
2.3.1 Mercado de Día en Adelanto .................................................................. 18 
2.3.2 Mercado de Tiempo Real ........................................................................ 20 
2.4 Mercado de Capacidad .................................................................................... 22 
2.5 Servicios Conexos ............................................................................................ 23 
 Curvas de Demanda de Reserva Operativa ................................................ 27 
3.1 Reservas Operativas ........................................................................................ 27 
3.1.1 Clasificación de las reservas .................................................................. 30 
3.1.2 Reservas dentro del Mercado Eléctrico Mexicano ................................. 32 
3.1.3 Precio de la reserva en situación de escasez de generación en el MEM 33 
3.2 Métodos de asignación de las reservas en los Mercados Eléctricos ............... 34 
3.3 Curvas de Demanda ........................................................................................ 36 
3.4 Curva de Demanda de Reservas ..................................................................... 37 
3.4.1 Curvas de Demanda en el Mercado
Eléctrico Mexicano ....................... 40 
 Metodología para la Construcción de las Curvas de Demanda de Reserva 41 
 
 
4.1 Principios generales de la metodología ........................................................... 41 
4.2 Algoritmo para la obtención de las Curvas de Demanda de Reserva ............ 44 
4.3 Distribuciones de Probabilidad de Generación ............................................... 47 
4.3.1 Tabla de Distribución de Probabilidad de Generación Convencional. .. 47 
4.3.2 Tabla de Distribución de Probabilidad de Generación no Convencional
 ................................................................................................................ 53 
4.3.3 Tabla de Distribución de Probabilidad de Generación Total ................ 56 
4.4 Distribución de Probabilidad de Demanda ..................................................... 58 
4.5 Margen de Generación .................................................................................... 60 
4.6 Construcción de las Curvas de Demanda de Reserva .................................... 62 
4.7 Metodología de las Curvas de Demanda de Reserva del Mercado Eléctrico 
Mexicano ....................................................................................................... 67 
4.7.1 Cumplimiento normativo del diseño de las Curvas de Demanda de 
Reserva con el Mercado Eléctrico Mexicano ......................................... 67 
4.7.2 Construcción de las Curvas de Demanda de Reserva del Mercado 
Eléctrico Mexicano ................................................................................. 69 
 Resultados ................................................................................................... 79 
5.1 Descripción del sistema eléctrico utilizado ..................................................... 79 
5.2 Curva de Demanda de Reservas obtenidas .................................................... 81 
5.2.1 Escenario de demanda promedio ........................................................... 81 
5.2.2 Escenario de demanda media ................................................................ 85 
5.2.3 Escenario de muy alta escasez ............................................................... 87 
 Conclusiones ................................................................................................ 91 
6.1 Conclusiones principales ................................................................................. 91 
6.2 Trabajo Futuro ................................................................................................ 93 
Bibliografía ..................................................................................................................... 95 
Apéndice A: Convolución utilizando Transformada Rápida de Fourier........................ 97 
Apéndice B: Cálculo para determinación de índice EFOR para un generador. .......... 103 
 
 
i 
 
Resumen 
Metodología de Cálculo de las Curvas de Demanda de 
Reserva para el Mercado Eléctrico Mexicano 
 
Por David Sánchez Meléndez1 
 
La reforma energética al sector eléctrico mexicano estableció la creación de un 
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) el cual busca optimizar la producción y suministro 
de la energía eléctrica minimizando costos y maximizando el beneficio social de todos 
los participantes del mercado, cuidando en todo momento la confiabilidad y seguridad 
del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) 
 
Una condición fundamental de seguridad en un SEP es el de mantener el equilibrio 
o balance constante entre generación y demanda, sin embargo, los desbalances pueden 
llegar a ocurrir como consecuencia de errores de pronóstico en demanda, salidas 
forzadas de generadores, variaciones inesperadas en la demanda y volatilidad en la 
generación no convencional como la solar y eólica. Estas variaciones entre generación y 
demanda deben ser atendidas rápidamente para lo cual el Operador del Mercado hace 
uso de capacidad extra de generación conocida como Reserva Operativa. 
 
La integración de las energías renovables, solar fotovoltaica y eólica, además de ser 
amigables con el medio ambiente, tienen múltiples beneficios en los mercados eléctricos, 
uno de ellos es el impacto directo en reducir los costos por la generación de energía 
eléctrica, sin embargo, este tipo de tecnología tiene un alto grado de incertidumbre al 
ser directamente dependiente de las condiciones climatológicas haciendo que la 
confiabilidad de los SEP se vea comprometida, ante un escenario de alta penetración 
con estas fuentes se debe contar con reservas operativas adecuadas para hacer frente a 
todos los posibles escenarios operativos. 
 
El MEM requiere señales de precios adecuadas que le indiquen a los participantes 
cuando y donde invertir en nueva capacidad de generación, además se requiere de 
mecanismos de mercados que dictaminen el precio correcto de dicha capacidad extra 
 
1Candidato al grado de Maestro en Ciencias con especialidad en Ingeniería Energética 
Consorcio Empresarial para el Fomento de la Investigación Aplicada y el Desarrollo 
Tecnológico de Monterrey.  davidsm404@gmail.com 
Av. Eugenio Garza Sada 2501 Sur, Tecnológico, 64849. Monterrey, Nuevo León, México. 
 
ii 
 
como reserva operativa en función del beneficio aportado en la mejora de la confiabilidad 
y la seguridad del SEP. 
 
Las Curvas de Demanda de Reserva (CDR) son un mecanismo dinámico para la 
evaluación de los requerimientos adecuados de la reserva que el sistema requiere al ser 
obtenidos tomando en cuenta las diferentes fuentes de incertidumbre del sistema que 
originan desbalances entre generación y demanda, además fijan un precio adecuado a 
la reserva en función del su aportación en la mejora de la confiabilidad del sistema 
dando señales claras de la condición real del sistema por medio de su impacto en el 
Precio Marginal Local (PML)
i 
 
Abstract 
Methodology for Calculation of Reserve Demand Curves 
for the Mexican Electric Market 
By David Sánchez Meléndez2 
 
The energy reform to the Mexican electricity sector established the creation of a 
Wholesale Electricity Market (WEM) which seeks to optimize the production and supply 
of electric energy by minimizing costs and maximizing the social benefit of all market 
participants, taking care, at all times, of the reliability of the Electric Power System 
(EPS) 
 
A fundamental safety condition in an EPS is to maintain the equilibrium or 
constant balance between generation and demand, however, imbalances can occur as a 
consequence of forecast errors, forced outputs of generators, unexpected variations in 
demand and volatility in an unconventional generation such as solar and wind 
generation. These variations between generation and demand must be addressed 
quickly for which the Market Operator makes use of extra generation capacity known 
as Operating Reserve. 
 
The integration of renewable energies, photovoltaic and wind, besides being 
friendly to the environment, have multiple benefits in the electricity markets, one of 
them is the direct impact in reducing costs of generation of electric power, however, this 
type of technology has a high degree of uncertainty as it is directly dependent on 
weather conditions, making that the reliability of the EPS is compromised. Given a 
scenario of high penetration with these sources, adequate operational reserves must be 
available to deal with all possible operational scenarios. 
 
The WEM requires adequate price signals for the participants to indicate them 
when and where to invest in new generation capacity, also market mechanisms are 
required to dictate the correct price of the extra capacity as an operating reserve based 
on the benefit that it provides in the improvement of the reliability and safety of the 
EPS. 
 
2Candidate for Master of Sciences
degree in Energy Engineering 
Industrial Consortium to Foster Applied Research, Tecnológico de Monterrey. 
 davidsm404@gmail.com 
Av. Eugenio Garza Sada 2501 Sur, Tecnológico, 64849. Monterrey, Nuevo León, México. 
 
ii 
 
The Reserve Demand Curves (RDC) are a dynamic mechanism for the evaluation 
of the adequate requirements of the reserve that the system requires due to they are 
obtained taking into account the different sources of uncertainty of the system that 
cause imbalances between generation and demand, besides they set an adequate price 
to the reserve based on its contribution in the improvement of the reliability of the 
system giving clear signals of the real condition of the system through its impact on the 
Local Marginal Price (LMP) 
iii 
 
Lista de Figuras 
Lista de Figuras 
 
Figura 1.1. Capacidad instalada y capacidad proyectada del Sistema Eléctrico Mexicano 
[1]. ..................................................................................................................................... 2 
Figura 1.2. Mediciones reales y pronósticos de demanda. .............................................. 3 
Figura 1.3. Perfil de generación eólica. ............................................................................ 5 
Figura 1.4. Perfil de generación solar. ............................................................................. 5 
Figura 1.5. Problemática del dinero faltante. .................................................................. 7 
Figura 1.6. Desplazamiento de la curva de oferta debido a fuentes renovables [3]. ....... 9 
Figura 1.7. Precios Marginales Locales debido a la alta penetración de renovables [3]. 9 
Figura 2.1. Modelo de competencia mayorista del mercado eléctrico. .......................... 12 
Figura 2.2. Estructura de las Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista. ...................... 13 
Figura 3.1. Variación de la frecuencia por desbalance de potencia. ............................. 28 
Figura 3.2. Calcificación de las reservas. ...................................................................... 30 
Figura 3.3. Curva de Demanda. ..................................................................................... 36 
Figura 3.4. Curva de Demanda de Reserva Operativa [5]. ........................................... 38 
Figura 4.1. Algoritmo para el desarrollo de las Curvas de Demanda de Reserva. ....... 46 
Figura 4.2. Sistema eléctrico con dos unidades de generación...................................... 49 
Figura 4.3. Distribución de Probabilidad de Generación del sistema con dos generadores.
 ........................................................................................................................................ 50 
Figura 4.4. Diagrama de flujo de convolución utilizando FFT. ..................................... 51 
Figura 4.5. Distribución de Probabilidad de Generación Convencional. ...................... 52 
Figura 4.6. Proceso general del algoritmo análogo múltiple. ........................................ 53 
Figura 4.7. Pronóstico de generación eólica de un día. .................................................. 54 
Figura 4.8. Distribución de Probabilidad de Generación Eólica. .................................. 55 
Figura 4.9. Pronóstico de generación solar de un día. ................................................... 55 
Figura 4.10. Distribución de Probabilidad de Generación Solar. .................................. 56 
Figura 4.11. Obtención de la Distribución de Probabilidad de Generación Total. ....... 57 
Figura 4.12. Distribución de Probabilidad de Generación Total. .................................. 58 
Figura 4.13. Pronóstico de Demanda de un día. ............................................................ 59 
Figura 4.14. Distribución de Probabilidad de Demanda. .............................................. 59 
Figura 4.15. Distribución de Probabilidad de Demanda con potencia negativa. .......... 60 
Figura 4.16. Obtención del Margen de Generación. ...................................................... 61 
Figura 4.17. Margen de Generación. ............................................................................. 61 
Figura 4.18. Obtención del Margen de Generación con LOLP de 50%. ........................ 62 
Figura 4.19. Margen de Generación con LOLP del 50%. ............................................... 63 
file:///C:/Users/Same/Desktop/Tesis.docx%23_Toc514694103
iv 
 
Figura 4.20. Margen de Generación con LOLP de 0%. .................................................. 63 
Figura 4.21. Margen de Generación con LOLP de 100%. .............................................. 64 
Figura 4.22. Bloques de reserva dentro del Margen de Generación. ............................ 64 
Figura 4.23. Curva de Demanda de Reserva escalonada. ............................................. 65 
Figura 4.24. LOLP para el cálculo del precio del primer bloque de reserva. ................ 66 
Figura 4.25. LOLP para el cálculo del precio del doceavo bloque de reserva. .............. 66 
Figura 4.26. Curva de Demanda de Reserva con el criterio de la contingencia N-1. ... 67 
Figura 4.27. Reservas por tipo y Probabilidad de Perdida de Carga. ........................... 70 
Figura 4.28. Probabilidad de Perdida de Carga prescindible........................................ 70 
Figura 4.29. LOLP asociado con la RRR. ....................................................................... 71 
Figura 4.30. LOLP asociado con la RRO. ....................................................................... 71 
Figura 4.31. LOLP asociado con la RRS. ....................................................................... 72 
Figura 4.32. Curvas de Demanda de Reserva con pronta penalización. ....................... 73 
Figura 4.33. Formación discreta de LOLP. .................................................................... 74 
Figura 4.34. Curvas de Demanda de Reserva con lenta penalización. ......................... 77 
Figura 5.1. Perfil de Demanda Horaria del sistema BCA en 2016 [1]. ........................ 80 
Figura 5.2. Precios promedio por tipo de reserva de BCA 2017. ................................... 80 
Figura 5.3. Precios promedio por hora y por tipo de reserva BCA 2017. ...................... 81 
Figura 5.4. Precios máximos de las reservas. ................................................................ 81 
Figura 5.5. Margen de Generación, escenario de baja demanda. .................................. 82 
Figura 5.6. CDR de penalización rápida, escenario de baja demanda. ......................... 82 
Figura 5.7. CDR de penalización lenta, escenario de baja demanda. ........................... 83 
Figura 5.8. Comparativa de CDR, escenario de baja demanda. .................................... 84 
Figura 5.9. Margen de Generación, escenario de demanda media. .............................. 85 
Figura 5.10. Comparativa de CDR, escenario de demanda media. ............................... 86 
Figura 5.11. Margen de Generación, escenario de muy alta escasez. ........................... 87 
Figura 5.12. Comparativa de CDR, escenario de muy alta escasez. ............................. 88 
 
Figura A.1. Algoritmo del uso de una transformación. ................................................. 98 
Figura A.2. Funcionamiento de la Transformada Rápida de Fourier. .......................... 99 
Figura A.3. Distribución de probabilidad del Generador i. ......................................... 100 
Figura A.4. División ponderada de probabilidad. ........................................................ 101 
 
 
 
 
v 
 
Lista de Tablas 
Lista de Tablas 
 
Tabla 1. Aplicaciones del Mercado de Energía de Corto plazo. ..................................... 17 
Tabla 2. Categorización de las reservas. ........................................................................ 31 
Tabla 3. Tipos de reservas incluidas en el mercado. .....................................................
32 
Tabla 4. Requerimientos de las Bases del Mercado y cumplimiento de la metodología.
 ........................................................................................................................................ 43 
Tabla 5. Tabla de EFOR característicos del Sistema Eléctrico Nacional. .................... 49 
Tabla 6. COPT para un sistema de 2 unidades. ............................................................ 50 
Tabla 7. Aportación individual a la reserva total. ......................................................... 69 
Tabla 8. Principales características del sistema BCA [27]. ........................................... 79 
Tabla 9. Precios de las reservas con pronta penalización, escenario de baja demanda.83 
Tabla 10. Precios de las reservas con penalización lenta, escenario de baja demanda. 84 
Tabla 11. Precios de las reservas con pronta penalización, escenario de demanda media.
 ........................................................................................................................................ 86 
Tabla 12. Precios de las reservas con penalización lenta, escenario de demanda media.
 ........................................................................................................................................ 86 
Tabla 13. Precios de las reservas con pronta penalización, escenario de muy alta escasez.
 ........................................................................................................................................ 88 
Tabla 14. Precios de las reservas con penalización lenta, escenario de muy alta escasez.
 ........................................................................................................................................ 88 
Tabla 15. Clasificación de salidas de un generador. .................................................... 103 
Tabla 16. Derrateo y Compensador Síncrono. ............................................................. 104 
Tabla 17. Datos de eventos registrados durante un mes. ........................................... 104 
Tabla 18. Horas en servicio del mes de un generador. ................................................ 105 
1 
 
Capítulo 1 
Introducción 
 Introducción 
En este capítulo se presenta una introducción a la problemática que se aborda a lo 
largo de la tesis, se muestra la justificación de esta, así como los objetivos y su alcance, 
se exponen los resultados esperados y se da una vista general a la estructura de la tesis. 
 
1.1 Introducción 
 
La energía eléctrica se ha vuelto factor clave para el desarrollo de la sociedad 
actual, se ha demostrado que el desarrollo tecnológico de un país es proporcional a la 
energía que este consume. El propósito más importante de un sistema eléctrico de 
potencia es el de suministrar energía eléctrica a los consumidores de forma confiable y 
al mismo tiempo esto debe ser realizado de la manera más económica posible. Desde las 
últimas dos décadas la industria eléctrica a lo largo del mundo ha estado en un proceso 
de transformación encaminado a una estructura que sea expuesta a un ambiente de 
mercado competitivo. 
 
Las fuentes de energía renovables como la solar y eólica presentan múltiples 
ventajas al ser energías limpias, es decir, que para producir energía eléctrica no emiten 
gases contaminantes a la atmosfera, además sus costos de operación son muy bajos ya 
que no presentan ningún costo por combustible, por estos motivos este tipo de energías 
comienzan a formar un rol importante dentro de la mezcla de generación eléctrica de los 
países, en la Figura 1.1 se observa que la capacidad instalada generación total en México 
en el 2016 fue de 73,510 MW del cual el 5% (3,675.5 MW) correspondía a capacidad de 
generación eólica mientras que el 2% (1,470 MW) era para solar, geotérmica, generación 
distribuida y frenos regenerativos; para el 2031 se tiene proyectado que la capacidad 
instalada aumente a 113, 269 MW siendo constituida en un 15% (16,990 MW) de energía 
eólica y un 7% de energía solar (7,929 MW). 
 
2 
 
 
Figura 1.1. Capacidad instalada y capacidad proyectada del Sistema Eléctrico Mexicano [1]. 
 
Es indiscutible que las energías renovables sean una fuente de energía amigable 
con el ambiente y de bajo costos de generación, lo que las hace altamente competitivas, 
sin embargo, desde un punto de vista operativo, este tipo de fuentes de energía trae 
consigo grandes retos para los operadores del sistema debido a su alto nivel de 
estocasticidad, como se verá en la secciones 1.2.1 y 4.3.2. 
 
En México, en el 2014 se promulgaron las leyes que dieron origen a la nueva 
industria eléctrica del país, en la cual el sector eléctrico pasa de estar verticalmente 
integrado a ser un sector estructurado en el cual se da la creación del Mercado Eléctrico 
Mayorista (MEM) Mexicano operado por el Centro nacional de Control de la Energía 
(CENACE), El MEM se trata de un mercado de capacidad en el que se ofrece energía y 
servicios conexos, en este mercado se busca la maximización de los beneficios de los 
participantes y la satisfacción de la demanda sujeta a restricciones operativas y de 
seguridad de la red. Uno de los productos que se ofertan dentro del mercado son los 
servicios conexos como por ejemplo las reservas de regulación, rodante, operativa y 
suplementaria. El objetivo de los diferentes tipos de reserva es la de garantizar la 
flexibilidad y estabilidad del sistema ante cambios inesperados en la demanda y 
generación. 
 
1.2 Definición del problema 
 
La problemática de la asignación adecuada de las reservas se puede abordar desde 
dos puntos de vista, siendo cada uno de igual importancia; por un lado tenemos el punto 
de vista operativo en el cual se busca garantizar la confiabilidad, continuidad y 
seguridad del sistema eléctrico y en base a estos factores fundamentales se toman 
medidas y acciones necesarias para cumplir con estos criterios; el segundo punto de vista 
es el económico en el cual por tratarse de un mercado eléctrico se busca la maximización 
3 
 
del beneficio social lo que implica la remuneración adecuada a las unidades generadoras 
de energía y la minimización de costos para los consumidores. 
 
1.2.1 Enfoque operativo del problema 
 
Para mantener la confiabilidad del sistema eléctrico se requiere de un balance 
entre potencia demandada y potencia generada, es decir, la potencia que se está 
generando debe de ser la misma que se está demandando en tiempo real, una desviación 
entre estas dos cantidades nos genera fluctuaciones en la frecuencia del sistema 
eléctrico, para conservar la estabilidad del sistema la frecuencia se debe de mantener 
constante [2], los generadores suelen responder de forma automática ante incrementos 
diferenciales de demanda, esto lo hacen por medio del control primario de generación, 
pero ante variaciones significativas de demanda se debe de considerar la entrada o 
salida de unidades de generación con el objetivo de empatar la demanda en todo 
momento. El Operador del sistema (ISO) debe de contar con un pronóstico de la 
demanda diaria para de esta forma considerar las unidades más económicas y 
despachables que entrarán a generar y con cuanta capacidad lo harán, a esta acción 
dentro del mercado eléctrico se le conoce como Despacho Económico con Restricciones 
de Seguridad (DERS) en el cual se realiza la Asignación de Unidades con Restricciones 
de Seguridad (AURS). En la Figura 1.2 se observa el fragmento de una curva de 
demanda de potencia junto con los pronósticos de 1 hora y de 15 minutos. De esa misma 
demanda. 
 
 
Figura 1.2. Mediciones reales y pronósticos de demanda. 
 
 
4 
 
La AURS se realiza tomando como base los pronósticos de demanda, sin embargo, 
como se ilustra en la Figura 1.2, estos pronósticos dan solo valores aproximados a la 
demanda real, por lo tanto, para cubrir la diferencia que existe entre la demanda real y 
la
demanda pronosticada y garantizar la confiabilidad del sistema, el operador del 
sistema hace uso de las reservas operativas, las cuales se describen a mayor detalle en 
el Capítulo 3. 
 
Para cubrir aumentos inesperados en la demanda o la falta de generación debido a 
la salida forzada de un generador o de alguna línea de transmisión se utilizan las 
reservas operativas las cuales deben de tener una respuesta rápida ante los desbalances 
de demanda y generación que se presente en tiempo real en el sistema eléctrico. 
 
Como fuentes limpias y renovables de energía, la generación eólica y solar están 
siendo rápidamente introducidas en el suministro de energía en los sistemas eléctricos. 
Además de que su costo marginal es muy bajo, cero o incluso negativo si es que existen 
esquemas que premien el precio del uso de las energías renovables sobre el precio de 
liquidación. Es por esto por lo que las energías renovables son programadas con 
prioridad sobre los productores convencionales y su salida afecta directamente en los 
resultados del precio del mercado [3]. Sin embargo, debido a que son fuentes no 
convencionales al ser altamente dependientes a las condiciones climatológicas, esto les 
da un alto grado de estocasticidad, es decir presentan mucha incertidumbre y 
variabilidad comparadas con las fuentes de generación convencionales, tales como 
unidades de generación térmicas o hidráulicas [4].En la Figura 1.3 y en la Figura 1.4 se 
observan los perfiles de generación con tecnología eólica y solar respectivamente, en el 
perfil eólico se observa un horizonte de generación de 11 días en el cual se observa el 
alto grado de variabilidad de la generación donde se pueden tener generaciones de 1500 
MW y en la siguiente hora 0 MW, en cuanto a la energía solar se observa un horizonte 
de 3 días en los cuales el primero fue un día con muy poca generación, el segundo días 
se observa que el parque solar estuvo trabajando a plena capacidad y el siguiente día el 
parque comenzó a trabajar a plena capacidad e inmediatamente su generación 
disminuyo drásticamente si poderse recuperar completamente durante el resto de ese 
día. Estos periodos de alta volatilidad el sistema eléctrico percibe como una salida súbita 
de algún generador, lo cual puede comprometer su seguridad. 
 
5 
 
 
Figura 1.3. Perfil de generación eólica. 
 
 
Figura 1.4. Perfil de generación solar. 
 
Ante el pronosticado incremento en la capacidad instalada de generación con este 
tipo de tecnologías el problema se magnifica haciendo que las reservas operativas 
adquieran un papel importante en la solución de este problema operativo. El problema 
ahora se convierte en responder la pregunta a cuál debería de ser la cantidad de reserva 
adecuada que se tiene que considerar para hacer frente a las variaciones de demandas 
y las salidas de generación de unidades convencionales y de las no convencionales para 
mantener la seguridad, confiabilidad y flexibilidad que el sistema eléctrico requiere 
antes de llegar a tener perdida de carga. 
 
6 
 
1.2.2 Enfoque económico del problema 
 
Dentro de los mercados eléctricos las reservas operativas, según sea su tipo, tienen 
un costo asociado el cual se liquidan en el mercado de día en adelanto, así como en el de 
tiempo real, el objetivo del despacho económico del mercado es la minimización de los 
costos de generación [4]. Por lo que conocer la cantidad y el precio adecuado de las 
reservas operativas es un factor clave para la maximización del beneficio social dentro 
del mercado eléctrico. 
 
El fundamento al problema económico es descrito en [5] en donde se argumenta 
que, de acuerdo con el criterio de una adecuada capacidad visto desde la perspectiva de 
las bases del mercado, los inversionistas en nueva capacidad de generación requieren 
de señales de precios adecuadas para determinar cuando y donde expandir su capacidad 
y en qué tipo de tecnologías invertir. Debido a esto es importante que los precios de la 
energía y de las reservas en el mercado reflejen el balance de suministro y demanda y 
provean de incentivos correctos para la operación y la inversión. De esta manera, si un 
mercado está en situación de escasez, los precios de la energía y de las reservas deberían 
de incrementarse de tal manera que reflejen esa realidad dando así una clara señal de 
que se requiere inversión en nueva capacidad. 
 
Un problema constante de los mercados eléctricos ha sido los precios inadecuados 
durante periodos de escasez siendo esta la principal razón por la cual los mercados han 
introducido estructuras de incentivos adicionales, tales como los mercados de capacidad, 
estructura en la cual estaba basada el mercado eléctrico mexicano, para asegurar 
recursos a largo plazo para el suministro energético o incrementar el límite de pago 
(offer-caps) de los generadores, ambos métodos en la práctica han presentado sus 
propios retos [6]. 
 
Los mercados de capacidad por si solos no generan los incentivos correctos para 
operar la capacidad o modificar la carga a corto plazo en condiciones de escasez. Algo 
más se necesita [7]. Los mercados de capacidad pueden ser de ayuda con la escasez, pero 
no lo son con el precio de escasez. Además, en los mercados de capacidad es difícil 
pronosticar la cantidad y la ubicación de la capacidad que será requerida dentro de un 
plazo de varios años, así como la integración de diversos productos que combinen 
capacidad y energía en una amplia variedad de configuraciones. La experiencia ha 
demostrado que los mercados de capacidad, con sus adquisiciones preestablecidas, están 
sujetos a manipulación por las entidades de generación y de cargas [5]. 
 
7 
 
En el contexto de los mercados eléctricos existe un problema denominado el 
problema del dinero faltante (the missing money problem), el cual surge debido a que 
los precios del mercado son limitados por acciones administrativas tales como topes de 
oferta (offer caps), salidas del mercado (out of market calls) con el objetivo de prevenir 
precios considerablemente elevados durante periodos de escasez. Estas acciones 
administrativas reducen los ingresos para cubrir los costos fijos de operación de las 
plantas generadoras y los costos de inversión de las nuevas plantas. 
 
En la Figura 1.5 adaptada de [7] se observa el tiempo de duración del precio de la 
energía a lo largo de un año, en este caso cuando el precio llega al valor tope fijado, la 
energía no podrá tener un precio en el mercado mayor a este, sin embargo, el costo de 
producción si, por lo tanto el área sombreada corresponde al dinero faltante que no fue 
retribuido a las unidades de generación que tuvieron un costo superior al tope de la 
oferta. 
 
 
Figura 1.5. Problemática del dinero faltante. 
 
Los mercados eléctricos cuentan con programas que usualmente se enfocan a 
mitigar los problemas que origina el “dinero faltante” por ejemplo las subastas de 
capacidad. 
 
Ante la presencia de dinero faltante, la inversión en nuevas instalaciones de 
generación e incluso los costos de operación y mantenimiento de las plantas ya 
existentes se puede ver mermado. Debido a estos problemas han sido necesarios medios 
alternativos para complementar el mercado y proporcionar los pagos que se consideran 
necesarios para respaldar un nivel adecuado de suficiencia de recursos. Mejores 
incentivos de precios de escasez reforzarían la confiabilidad de la operación ahora y en 
el futuro esperado [7]. 
 
8 
 
En teoría los precios eficientes de electricidad proveen de buenos incentivos tanto 
para las operaciones a corto plazo como para las inversiones a largo plazo. En el corto 
plazo estos precios remuneran a los generadores quienes tienen disponibles sus plantas 
cuando estas son requeridas en respuesta a las cambiantes condiciones del despacho. 
Los mismos precios sirven como señales a las cargas para moderar su demanda durante 
las
horas más caras. A largo plazo, los valores esperados de pagos de los corto plazos 
futuros por energía y servicios conexos proveen de la remuneración para las inversiones 
en nuevas instalaciones de generación [7]. 
 
En la práctica, los mercados eléctricos actuales, generalmente producen resultados 
donde los precios de la energía y los servicios conexos no son suficientes para sostener 
nueva inversión [8]. Hay muchas prácticas que contribuyen a la presión agregada para 
mantener los precios demasiado bajos para proporcionar incentivos adecuados para la 
carga y la generación, pero la explicación principal es que los precios no reflejan 
adecuadamente el valor de la escasez de capacidad [5] [9]. 
 
Cuando la capacidad de generación se vuelve escasa, esta debería ser valiosa. El 
precio de la capacidad de reserva operativa debería aumentar para reflejar las 
condiciones de escasez. El precio correspondiente a la energía debería aumentar para 
reflejar este costo de oportunidad de la escasez de reservas. Estos precios de escasez 
podrían y deberían producir un gran aumento en los precios bajo estas condiciones de 
operación, proporcionando mejores incentivos en el momento justo y lugar adecuado en 
que la capacidad sea requerida [7]. 
 
La existencia del dinero faltante en los mercados eléctricos ocasiona que los precios 
promedio no sean suficientes para generar nueva inversión. Mejores precios de escasez 
y de un modelo para fijar los precios y las cantidades de las reservas adecuadamente 
son áreas de oportunidad para mejorar la eficiencia de un mercado eléctrico. 
 
Las energías renovables también juegan un papel importante en los precios de 
liquidación del mercado y su variabilidad solo hacen que el problema de la volatilidad 
en los precios se intensifique, en la Figura 1.6 se observa como la curva de oferta 
agregada para el sistema es desplazada a la izquierda ante baja producción con recursos 
renovables o es desplazada a la derecha con alta producción de recursos renovables lo 
cual ocasiona que el punto de equilibrio entre suministro y demanda se vea afectado. 
Así pues, en periodos con alta producción con renovables el consumo y producción 
aumentan y los precios disminuyen en contraste con periodos con baja producción con 
9 
 
recursos renovables donde la producción programada y el consumo disminuyen y los 
precios marginales se incrementan [3]. 
 
 
Figura 1.6. Desplazamiento de la curva de oferta debido a fuentes renovables [3]. 
 
Lo anterior da origen a que en las regiones con alta penetración de energía 
renovable tenga Precios Locales Marginales (PML’s) muy volátiles. En la Figura 1.7 
tomada de [3] se observa un horizonte de 24 horas de los PML tomados del mercado 
eléctrico de la península ibérica en donde se tuvieron precios de 0 $/MWh debido a que 
la generación con energía hidroeléctrica y eólica excedió la demanda. 
 
 
Figura 1.7. Precios Marginales Locales debido a la alta penetración de renovables [3]. 
 
10 
 
1.3 Justificación del problema 
 
La importancia de las reservas operativas siempre ha sido conocida, pero, en su 
integración solo se le ha otorgado una consideración simplificada dentro del diseño de 
los mercados eléctricos. 
 
La idea de las curvas de demanda de reserva operativa basadas en evaluaciones 
probabilísticas de la confiabilidad del sistema fueron propuestas por Hogan para 
mejorar los precios de escasez y el suministro de recursos energéticos e.g. capacidad a 
largo plazo [4]. 
 
Las acciones administrativas como la mitigación de precios en el mercado de 
tiempo real proveen de incentivos inadecuados tanto para la inversión en generación 
como para la participación activa en las subastas de demanda. En [7] se comenta que el 
desarrollo de las curvas de demanda de reserva ayudará a mejorar la confiabilidad, 
servirá como un adecuado soporte a los precios de escasez y será sencillo de implementar 
en el modelo de despacho económico debido a la compatibilidad que tiene con los 
diferentes tipos de mercados. A demás asegura que unos precios de escasez adecuados 
contribuirán a la inversión de capacidad a largo plazo. 
 
En los trabajos de [10] y [11] se propone un modelo para calcular la cantidad de 
reserve que pueda minimizar tanto el costo como la probabilidad de no llegar a 
suministrar energía. Esta reserva precalculada se usa como una entrada a un modelo 
de asignación de unidades. 
 
Las curvas de demanda aseguran que los proveedores de reservas operativas 
reciban un pago cuando la adición de su reserva ayuda a mejorar la confiabilidad del 
sistema en lugar de solo hacerlo cuando el sistema se encuentre en una situación de 
escasez de reserva. Además, con una cooptimización de la energía y las reservas, la 
metodología propuesta resulta en señales de precios adecuadas para los proveedores de 
energía y de reserva en consecuencia se mejora la toma de decisiones para las 
operaciones del mercado en corto plazo y la expansión de capacidad a largo plazo. 
 
 
 
11 
 
Capítulo 2 
Mercados Eléctricos 
 Mercados Eléctricos 
En este capítulo se aborda una introducción a los Mercados Eléctricos y su diseño 
básico, también se introduce al Mercado Eléctrico Mexicano, se aborda su constitución 
y el marco legal que lo rige; se habla también de las funciones principales del mercado 
de día en adelanto y de los mercados de capacidad y por último se dan a conocer los 
servicios conexos con los que cuenta el Mercado Eléctrico Mexicano. 
 
2.1 Los Mercados Eléctricos 
 
La energía eléctrica es un recurso fundamental para las sociedades modernas, la 
utilizamos para realizar desde las tareas más básicas del hogar hasta en los procesos 
industriales más complejos e importantes, convirtiéndola así en un pilar de la economía 
de los países ya que es la clave para el desarrollo de las actividades de la producción 
industrial. Debido a la importancia de la electricidad en nuestras sociedades, es esencial 
que la cadena de todo el proceso, que comienza con la generación y termina con el 
suministro se haga de una forma confiable y económicamente eficiente. En la mayoría 
de los países industrializados esto se logra a través de los mercados eléctricos [3]. 
 
El mercado eléctrico es muy diferente a cualquier otro tipo de mercado debido a 
que el producto principal de este mercado, es decir la energía eléctrica, es un producto 
que caduca de forma instantánea después de ser producido derivado a la infactibilidad 
de ser almacenado, por lo tanto, la energía debe ser generada, distribuida y consumida 
de manera instantánea, es decir, en tiempo real. El principal objetivo de los mercados 
eléctricos es el de calcular el precio de la energía, entre otros servicios, dentro del 
mercado lo cual se vuelve una tarea compleja debido a la operación en tiempo real del 
sistema eléctrico. Es importante remarcar que la seguridad de la operación es el aspecto 
más importante dentro de la operación en los sistemas eléctricos sin importar cómo se 
opere el mercado eléctrico [12]. 
 
Los operadores del sistema requieren de múltiples servicios que son necesarios 
para ser capaces de proveer energía de una manera confiable y económicamente 
eficiente, a estos servicios se les conoce como servicios conexos y tienen sus propios 
parámetros y precios. Los operadores del sistema hacen uso de los mercados para 
determinar al proveedor adecuado y para fijar los precios de estos servicios. Estos 
mercados incluyen al Mercado de Día en Adelanto (también conocido como mercado de 
12 
 
día 2), el Mercado de Tiempo Real (conocido también como mercado de día 1 o mercado 
de balance), Mercado de Capacidad (diseñado para asegurar que exista suficiente 
capacidad para poder hacer frente a los picos de demanda), Derechos Financieros de 
Transmisión (contratos de cobertura de costos de capacidades limitadas de transmisión), 
Transacciones Virtuales (instrumentos
financieros para crear cobertura de precio en el 
MDA y en el MTR) y Mercado de Servicios Conexos [13]. 
 
Para reducir los costos dentro de los mercados eléctricos se deben fijar reglas justas 
para poder asegurar el acceso no discriminatorio de los participantes a la red y así 
promover la inversión eficiente dentro del mercado. 
 
En la Figura 2.1 adaptada de [14] se ilustra el modelo de competencia mayorista 
del mercado eléctrico donde los suministradores, los cuales son entidades no 
centralizadas son los responsables de comprar la energía eléctrica a las entidades 
generadoras para posteriormente venderla a sus consumidores. Estas transacciones son 
ejecutadas en el mercado eléctrico mayorista. A los grandes consumidores se les permite 
comprar la energía directamente a las entidades generadoras a través del mercado 
eléctrico por lo cual se les denomina usuarios participantes del mercado. En este modelo 
las únicas actividades que quedan centralizadas son la operación del mercado de balance 
y la operación de la red de transmisión. 
 
 
Figura 2.1. Modelo de competencia mayorista del mercado eléctrico. 
 
13 
 
A diferencia del modelo centralizado o verticalmente integrado, este modelo genera 
mayor competencia de las compañías generadoras debido a que el precio en el mercado 
es determinado por la interacción de la oferta y la demanda. 
 
2.2 Mercado Eléctrico Mexicano 
 
En México, la nueva Ley de la Industria Eléctrica (LIE), que entró en vigor el 12 
de agosto del 2014, permite al sector privado la libre participación en la generación y 
venta de la electricidad mientras que la operación y el control de la red eléctrica sigue 
estando a cargo del Estado. La LIE establece la creación de un Mercado Eléctrico 
Mayorista (MEM) el cual es ejecutado por un Operador Independiente del Sistema (ISO) 
que en México es el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Las autoridades 
encargadas de observar, supervisar y regular el MEM son la Secretaria de Energía de 
México (SENER) la cual funge como Ministerio de energía mexicano y la Comisión 
Reguladora de Energía (CRE) quien es la autoridad reguladora [12]. 
 
En la Figura 2.2 podemos ver la estructura y prelación jerárquica de las reglas del 
MEM. 
 
 
Figura 2.2. Estructura de las Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista. 
 
Las Bases del Mercado Eléctrico es el documento que contiene las disposiciones de 
mayor jerarquía dentro de las Reglas del Mercado y establece los principios para el 
diseño y operación del MEM. 
 
Las Disposiciones Operativas del Mercado son los documentos que definen los 
procesos operativos del MEM y comprenden jerárquicamente: 
 
14 
 
1. Manuales de Prácticas de Mercado: Establecen los principios de cálculo, 
instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos a seguir para la 
administración, operación y planeación del MEM. 
2. Guías Operativas: Establecen fórmulas y procedimientos que, por su complejidad 
y especificidad, se contienen en documentos diferentes a los Manuales de 
Prácticas de Mercado, según sea necesario. 
3. Criterios y Procedimientos de Operación: Establecen especificaciones, notas 
técnicas y criterios operativos requeridos para la implementación de las Bases 
del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las Guías 
Operativas, en el diseño de software o en la operación diaria [15]. 
 
Algunas componentes de la estructura de MEM de México son: 
 
• Mercado de día en adelanto para energía y servicios conexos. 
• Mercado de tiempo real para energía y servicios conexos. 
• Mercado de certificados de energía limpia. 
• Subastas de energía de medio término. 
• Subastas de capacidad y de certificados de energía limpia de largo término. 
• Subastas de Derechos Financieros de Transmisión. 
 
De manera general la operación del MEM de México es como sigue. El CENACE 
determinara el despacho económico de todo el sistema después de recibir ofertas de 
venta y ofertas de compra de los vendedores y de los compradores de los productos del 
mercado. Después, para cada nodo del sistema, CENACE calculará los Precios 
Marginales Locales (LMP) los cuales incluirá el precio de la energía, precio de 
congestión, y costos debido a las perdidas. Algunos servicios conexos como las Reservas 
de Regulación, Reservas Rodantes y las Reservas Operativas serán suministradas de 
forma competitiva a través de mecanismos de mercado mientras que otros servicios 
como el suministro de la potencia reactiva o arranques fríos serán regulados por la CRE. 
 
En México, así como en muchos otros países, la introducción de la competencia en 
el suministro eléctrico fue tema de controversia principalmente porque se argumentaba 
que esto implicaba una privatización, en [14] se define a la privatización como el proceso 
por el cual las instalaciones que proveen servicios públicos son vendidas por el gobierno 
a inversores privados para convertirlas en empresas productivas. Sin embargo, la 
privatización no es un prerrequisito para la inserción de competencia dentro del 
mercado. El modelo de mercado mexicano, como el de la Figura 2.1, implica la apertura 
a la competencia con industrias privadas y en el caso de México las instalaciones 
15 
 
requeridas tanto para la generación de energía como el suministro de energía se 
volvieron empresas productivas, pero siguen siendo propiedad del estado, es por esto 
que no se puede considerar una privatización. 
 
El Mercado eléctrico mexicano de reciente creación aún está en formación y es un 
ejemplo de cómo más países optan por abrir mercados de energía para disfrutar de los 
potenciales beneficios económicos derivados de la reestructuración que estimula la 
competencia. 
 
2.3 Mercado de Energía 
 
El objetivo principal de los mercados de energía es el de operar el sistema eléctrico 
al menor costo posible mientras se garantiza la seguridad y la confiabilidad de la red 
eléctrica. Las principales tareas de los mercados eléctricos son las de calcular los precios 
del mercado que den señales económicas para la expansión de generadores y de cargas 
industriales, optimizar el uso de la capacidad de generación y el desarrollo de las 
energías renovables [12]. 
 
Los mercados de energía generalmente incluyen el Mercado de Día en Adelanto, el 
Mercado de Tiempo Real y el Mercado de Hora en Adelanto [12]. 
 
El MDA programa la producción de la energía en base a los consumos esperados 
con un día de anticipación mientras que el MTR (también llamado mercado de balance) 
reconcilia cualquier diferencia entre la carga observada entre el día en adelanto y el 
tiempo real cuidando que se cumplan todos los criterios de confiabilidad en la operación 
tales como salidas no planeadas o forzadas o límites de transmisión en las líneas entre 
otros [13]. 
 
De acuerdo con [16], el Mercado de Energía de Corto Plazo3 está conformado por el 
Mercado del Día en Adelanto, el Mercado de Tiempo Real y, una vez que sea 
implementado, el Mercado de Una Hora en Adelanto, en los cuales se comprará y 
venderá energía y servicios conexos. A continuación, se aborda un resumen de los 
procesos del Mercado Eléctrico de Corto Plazo Mexicano y se describen las funciones 
principales del mercado de día en adelanto y el Mercado de Tiempo Real de forma 
general haciendo énfasis en el los requerimientos de las Curvas de Demanda de Reserva 
Operativa extraídos de [17]. Los detalles del Mercado Eléctrico de Corto Plazo se 
 
3 En México, el Mercado de Corto Plazo es el equivalente a lo que en la literatura se conoce 
como Mercado de Energía 
16 
 
describen en el Manual del Mercado de Energía de Corto Plazo publicado en el Diario 
Oficial de la Federación el día 17 de junio del 2016. 
 
Los procesos del mercado eléctrico de corto plazo son: 
 
• Asignación de unidades de generación de horizonte extendido. 
 
Consiste
en evaluar los requerimientos de energía y de servicios conexos para los 
siguientes 7 días con la finalidad de identificar a las unidades de generación que 
serán requeridas para la eficiencia del mercado y la confiablidad del sistema. Se 
determinan los costos de oportunidad de centrales de generación hidroeléctrica, del 
gas natural de aquellos generadores que tengan restringido su consumo y el costo de 
oportunidad de energía eléctrica de las unidades que tengan restringida su 
producción debido a restricciones ambientales 
 
• Mercado del Día en Adelanto. 
 
El CENACE recibirá ofertas de compra y ofertas de venta de energía y servicios 
conexos correspondientes al Mercado del Día en Adelanto (MDA) las cuales serán 
ingresadas al modelo de optimización de asignación de unidades del MDA (AU-MDA) 
para determinar el programa de arranques y paros de unidades y sus niveles de 
generación eléctrica y de servicios conexos, adicionalmente calcula los PML y los 
precios marginales de los servicios conexos incluidos en el Mercado del Día en 
Adelanto para cada hora del Día de Operación. 
 
• Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad. 
 
Después de haber corrido la AU-MDA, CENACE correrá un segundo modelo de 
optimización de Asignación suplementaria de unidades de generación para la 
Confiabilidad (AU-GC), a diferencia con el AU-MDA es que en el AU-GC se toman 
en cuenta los pronósticos de demanda preparados por el CENACE en lugar de las 
ofertas de compra de las entidades responsables de carga. 
 
El objetivo de la Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica 
para Confiabilidad es complementar la asignación y despacho de unidades en el 
Mercado del Día en Adelanto mediante la emisión de instrucciones de arranque 
adicionales, con el fin de asegurar que existirán suficientes unidades en línea para 
satisfacer la demanda de energía y servicios conexos en cada hora del día de 
operación. 
17 
 
• Mercado de Tiempo Real 
 
En [16] se define al MTR como el mercado cuyos participantes podrán presentar 
ofertas horarias de venta de energía y servicios conexos, así como las ofertas horarias 
de compra de energía, las cuales resultarán en instrucciones de despacho para la 
entrega o recepción física de energía y servicios conexos en el mismo día de la 
realización del MTR, así como los precios a los cuales se liquidarán las diferencias 
entre las cantidades generadas y consumidas durante la operación de tiempo real y 
las cantidades comprometidas en el MDA. Las ofertas de compra de servicios conexos 
las establece el CENACE. El proceso de despacho en tiempo real consta de cuatro 
ciclos que se explican con detalle en la Sección 2.3.2. 
 
La Tabla 1 muestra un resumen de las aplicaciones utilizadas en el Mercado de 
Energía de Corto Plazo que podrán emitir instrucciones de asignación o despacho. 
 
Tabla 1. Aplicaciones del Mercado de Energía de Corto plazo. 
Aplicación Función 
AU-MDA 
Se utiliza para determinar la asignación y 
despacho de Unidades en el Mercado del Día en 
Adelanto. 
AU-GC 
Sirve para determinar la Asignación 
Suplementaria de Unidades para Confiabilidad. 
AU-TR 
Es empleado durante el día de operación para 
afinar la asignación de unidades para la siguiente 
hora de operación. 
DERS-MI 
Cada quince minutos determina los puntos base 
de generación para las unidades de generación que 
no estarán sujetos al CAG centralizado. 
DERS-I 
Cada cinco minutos determina los puntos base de 
generación y los factores de participación económicos 
para Los generadores que estarán operando bajo el 
CAG centralizado. 
CAG centralizado 
Cada cuatro segundos calcula y envía a los 
generadores el nivel de generación deseado. 
 
 
18 
 
2.3.1 Mercado de Día en Adelanto 
 
Dentro del Mercado de Energía, el MDA es el más importante de todos, en este 
mercado de adelanto se calculan los precios de liquidación de manera horaria para cada 
nodo del sistema del día siguiente de operación. Los precios de liquidación están basados 
en las ofertas de venta de generación y en las ofertas de compra de las cargas. En los 
precios nodales, el algoritmo de mercado también hace uso de la topología de la red para 
cada hora del día siguiente de operación para el cálculo de los precios para determinar 
las componentes de congestión y de pérdidas del PML [12]. 
 
El MDA es esencialmente un conjunto de 24 problemas de optimización con 
restricciones para ser resuelto con los datos de entrada que son las ofertas de venta y de 
compra. Las soluciones del MDA incluyen la programación de la potencia de salida de 
los generadores ganadores, los precios de cada hora de cada nodo de precio del sistema 
y las componentes de precio asociadas a la congestión de la red y perdidas. El despacho 
de la generación y los precios del mercado son obtenidos usando los criterios de la oferta 
más baja dentro de un modelo de Asignación de Unidades con Restricciones de 
Seguridad (AURS) y un Despacho Económico con Restricciones de Seguridad (DERS), 
ambos algoritmos toman como entradas las ofertas de venta y las ofertas de compra, el 
objetivo es el de minimizar los costos de producción del sistema sujetos a restricciones 
de seguridad. Una vez encontrada la solución óptima, el operador del mercado da a 
conocer los resultados, los horarios de producción y los costos asociados los cuales se 
convierten en compromisos de compra y de producción para los participantes del 
mercado. Los generadores comprometidos serán pagados al precio del mercado que dicte 
su respectivo nodo mientras que las entidades responsables de carga serán pagadas por 
sus consumos programados a precios del mercado en sus respectivos buses de carga. 
Estos precios típicamente sirven como guía para los contratos bilaterales entre 
generadores y entidades responsables de carga [12]. 
 
En [16] se define al MDA como el mercado de antelación cuyos participantes podrán 
presentar ofertas horarias de venta de energía y servicios conexos, así como las ofertas 
horarias de compra de energía, las cuales resultarán en compromisos financieramente 
vinculantes para la entrega o recepción de energía y servicios conexos en el día siguiente 
a la realización del Mercado del Día en Adelanto. En lo restante de esta sección se 
resume de manera muy general la operación del MDA obtenido de [17]. 
 
El modelo utilizado en el Mercado de Día en Adelanto es el AU-MDA el cual es un 
modelo de programación lineal con una mezcla de variables de decisión discretas (0 y 1 
19 
 
para indicar fuera y dentro respectivamente) y continuas con un horizonte de tiempo de 
un día con intervalos horarios. 
 
La función objetivo del modelo es maximizar el excedente económico total de los 
participantes del mercado; el excedente a maximizar es igual a: 
 
• El valor monetario de la energía comprada por las entidades responsables de 
carga al precio de la energía no suministrada; más, 
• El valor de la energía exportada al precio ofrecido por el participante del 
mercado; más, 
• El valor de los servicios conexos programados, al precio que el CENACE a 
nombre y por cuenta de los participantes del mercado está dispuesto a pagar; 
menos, 
• Los costos de los participantes del mercado por los arranques, cambios de 
configuración, generación de energía y suministro de servicios conexos; menos, 
• El valor monetario de la energía importada al precio ofrecido por el participante 
del mercado. 
 
El modelo considera ciertas restricciones entre las cuales destaca, por su 
importancia en lo relacionado con el presente proyecto: 
 
• Satisfacer los requerimientos de servicios conexos en cada zona de reserva 
mientras resulte económicamente conveniente, permitiendo relajaciones cuando 
sea necesario en función de los costos de penalización establecidos en las Curvas 
de Demanda de Reservas. 
 
Para cada hora del día de operación,
los componentes de los PML, energía, 
congestión y perdidas, dependen de la selección de un nodo de referencia en cada sistema 
interconectado, aunque la suma de los componentes, es decir, los precios marginales 
locales son independientes del nodo de referencia elegido. los componentes de los precios 
marginales locales se calculan a partir de: 
 
• Para la componente de energía: el valor óptimo de la variable dual asociada a la 
restricción de balance de la potencia en el nodo de referencia, que por 
construcción es igual al valor óptimo de la variable dual asociada a la restricción 
de balance del sistema que se considera en el modelo AU-MDA. 
• Para la componente de congestión: los valores óptimos de las variables duales del 
conjunto de restricciones de transmisión que están activas en la solución óptima, 
20 
 
multiplicado por la sensibilidad del flujo de potencia en los elementos de la red 
de transmisión respecto a inyecciones de potencia en cada nodo, cuando éstas son 
compensadas en el nodo de referencia. 
• Para las componentes de pérdidas: los valores calculados en la condición óptima, 
de las derivadas parciales de las pérdidas respecto a inyecciones de potencia en 
cada nodo, cuando éstas son compensadas en el nodo de referencia. 
 
 A las 10:00 horas del día anterior al día de operación se cerrará la ventana de 
recepción de ofertas para el Mercado del Día en Adelanto y se iniciará el proceso de 
asignación y despacho de unidades de generación en el MDA. Las ofertas recibidas en 
forma posterior a la hora de cierre serán consideradas en los procesos de asignación 
suplementaria de unidades de generación y en los procesos del MTR. 
 
El CENACE llevará a cabo el proceso de asignación y despacho de unidades de 
generación en el Mercado del Día en Adelanto para cada sistema interconectado en 
forma independiente. 
 
2.3.2 Mercado de Tiempo Real 
 
El objetivo del Mercado de Tiempo Real es ajustar las diferencias entre las 
transacciones realizadas en el Mercado del Día en Adelanto y las condiciones del 
mercado en tiempo real. Los precios de este mercado son calculados en intervalos fijos 
de tiempo usando un algoritmo de despacho económico basados en las condiciones 
actuales del sistema. A diferencia del MDA, en el MTR no hay arreglos preestablecidos. 
Se busca cumplir el balance de la potencia en cualquier momento y los precios se 
obtienen en intervalos del tiempo real. Las entidades de carga y los generadores no 
tienen el tiempo para encontrar el precio correcto y están sujetos a tomar el precio 
obtenido por el operador del mercado durante los intervalos de tiempo que definan al 
MTR. Por lo tanto, las desviaciones en tiempo real de la potencia convenidas en el MDA 
se convierten en la mercancía a tratar en el MTR [12]. 
 
El mecanismo fundamental del MTR se explica con el siguiente par de ejemplos. 
Suponga que una entidad de carga se compromete a comprar 100 MWh en el MDA por 
un intervalo especifico de tiempo (comúnmente 1 hora), suponiendo que en tiempo real 
esta entidad de carga para ese intervalo demando 105 MWh por lo tanto dicha entidad 
tendrá que pagar los 5 MWh consumidos adicionalmente. Los primeros 100 MWh los 
paga al PML obtenido del MDA y los 5 MWh adicionales los tendrá que pagar al PML 
que indique el MTR. Ahora suponiendo una unidad generadora que se comprometió a 
21 
 
entregar 100 MWh en el MDA los cuales le fueron pagados al PML obtenido del MDA, 
en tiempo real resulta que dicha unidad solo pudo entregar 95 MWh, en este caso el 
generador tendrá que pagar (o devolver) el costo respectivo a los 5 MWh basados en el 
PML que dicte el MTR [12]. 
 
En teoría los precios del MDA deben ser parecidos a los precios del MTR. Los 
precios del MDA a los que se comprometen los generadores y las entidades responsables 
de carga además de ser una obligación contractual también son un medio de ingresos y 
pagos seguros, asimismo disminuyen el riesgo de los participantes ya que los precios que 
se presentan en el MTR suelen tener mayor volatilidad que los del MDA; por esta razón 
los volúmenes de energía negociados en el MDA son mayores comparados con los del 
MTR, aproximadamente de un 40 a un 60% del volumen de la energía consumida es 
negociada en el MDA mientras un 5 a 10 % es negociada en el MTR, el resto es tratada 
por medio de contratos bilaterales entre las unidades generadoras y las entidades de 
carga cuyos precios se mantienen fuera del conocimiento del operador del sistema [12]. 
 
En México, el CENACE operará el Mercado de Tiempo Real durante el día de 
operación con base en el pronóstico de demanda más reciente y en las ofertas de venta 
que los participantes del mercado hayan presentado para cada hora del día de operación 
y realizará periódicamente el Despacho Económico con Restricciones de Seguridad Multi 
Intervalo (DERS-MI) con el propósito de calcular los Precios Marginales Locales 
respectivos. 
 
El proceso de despacho en Tiempo Real consta de cuatro ciclos: 
 
• En el primer ciclo, para las condiciones de operación existentes, treinta minutos 
antes de cada hora de operación se actualiza el programa de arranques, paros y 
cambios de configuración de las unidades de generación para la hora de operación 
dividida en intervalos de quince minutos utilizando el modelo de optimización 
AU-TR. Al terminar los cálculos, quince minutos antes de la hora de operación 
se emiten las instrucciones de arranque, paro y cambios de configuración que se 
deban llevar a cabo durante los cuatro intervalos de la hora de operación. 
 
• En el segundo ciclo, quince minutos antes de cada intervalo de despacho se 
calculan los PML de cada nodo y se decide el despacho económico durante dicho 
intervalo de despacho utilizando el modelo de DERS-MI. Este despacho considera 
tanto la energía eléctrica como los Servicios Conexos. Las instrucciones 
22 
 
respectivas se emiten cinco minutos antes del inicio de cada intervalo de 
despacho. 
 
• En el tercer ciclo, con base en las condiciones de generación y demanda existentes 
cinco minutos antes de cada intervalo de cinco minutos, se determinan los puntos 
base de despacho económico y los factores de participación económicos para las 
unidades de generación que operan bajo el CAG centralizado, utilizando el 
Despacho Económico con Restricciones de Seguridad de un intervalo de 5 
minutos (DERS-I). 
 
• El cuarto ciclo, se refiere al propio CAG centralizado que cada cuatro segundos 
emite señales de control del nivel de generación para las unidades de generación 
correspondientes. 
 
2.4 Mercado de Capacidad 
 
Los generadores tienen costos fijos y costos variables. Si en el MDA un generador 
resulta seleccionado para operar, el precio que reciba por su producción debería de cubrir 
como mínimo sus costos variables. Para que el generador tenga viabilidad económica, 
los ingresos por su producción deberían de cubrir los costos variables y los costos fijos. 
Los ingresos que reciba un generador por arriba de sus costos variables se denominan 
“costos inframarginales” y son estos los que cubren sus costos fijos. De esta manera la 
unidad marginal, es decir, aquella que su costo de producción es igual al costo marginal 
de la energía, no recibiría ningún beneficio económico debido a que los ingresos serían 
iguales a sus costos variables [12]. 
 
Debido a límites de precios descritos en la sección 2.1, los precios no pueden estar 
por arriba de ellos, lo cual significa que también sería un tope máximo de la 
remuneración que un generador podría recibir y es en estos periodos cuando el costo 
inframarginal no alcanza a cubrir los costos fijos de algunos generadores e incluso puede 
llegar a existir faltante en los costos variables. De esta manera si el generador solo 
confiara en los costos producidos por el mercado de energía, estos costos podrían ser 
insuficientes para el largo plazo y para la
inversión de nueva capacidad de generación 
al no existir la remuneración adecuada para cubrir los costos fijos. A este problema se 
le conoce como “problema del dinero faltante” [12]. 
 
El objetivo de la creación y el desarrollo de los mercados de capacidad es el de 
resolver la problemática del dinero faltante generando ingresos adicionales a los 
23 
 
generadores que deben de estar disponibles y operar en condiciones de máxima 
demanda. Los mercados de capacidad son explícitamente diseñados para asegurar el 
suministro de la demanda con los recursos de generación adecuados, es decir, suficiencia 
en los recursos para poder igualar a la demanda durante los periodos picos asegurando 
pagos por los costos fijos de los generadores y de esta manera certificar la confiabilidad 
del sistema [12], además, una de las funciones principales de los operadores del sistema 
es la de mantener reservas de generación adecuadas para asegurar que exista capacidad 
de generación suficiente para igualar al crecimiento de la demanda a través del tiempo 
y mantener los requerimientos de seguridad necesarios. Algunos operadores del sistema 
han creado mecanismos para asegurar compromisos de capacidad tales como subastas 
de capacidad y pagos por capacidad [13]. 
 
Los mercados de capacidad también sirven de medio para que las entidades 
responsables de carga procuren las necesidades de capacidad para hacer frente a su 
demanda pronosticada. También proveen de incentivos económicos para atraer 
inversión de nueva generación o renovar la ya existente para asegurar los 
requerimientos de confiabilidad. La mayoría de los operadores del sistema ejecutan el 
mercado de capacidad para permitir a las entidades responsables de carga una manera 
de satisfacer sus obligaciones de reserva [13]. 
 
2.5 Servicios Conexos 
 
La operación de los sistemas de potencia requiere del suministro de servicios extras 
para asegurar que la generación pueda igualar a la demanda en todo momento, estos 
servicios adicionales son colectivamente denominados servicios conexos [12]. De acuerdo 
con [18] los servicios conexos se definen como “Los servicios vinculados a la operación 
del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, 
Confiabilidad, Continuidad y Seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas 
operativas, las reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y 
el arranque de emergencia, entre otros, que se definan en las Reglas del Mercado”. En 
[13] se hace énfasis en la importancia de estos servicios para mantener la confiabilidad 
y soporte necesario para la transmisión de la electricidad, al igual que la energía estos 
servicios son producidos y consumidos en tiempo real y el regulador del sistema debe 
establecer sus valores mínimos para asegurar la confiabilidad de la red eléctrica. 
 
24 
 
En [13] se mencionan los siguientes servicios conexos básicos con los que se debe 
contar: 
 
• Regulación: hace que la generación sea igual a la demanda ante pequeñas 
variaciones de la segunda aumentando o reduciendo la generación por medio de 
señales del AGC, esto se debe ejecutar en algunos cuantos segundos. La finalidad 
es la de mantener la frecuencia del sistema en 60 Hz, las variaciones de la 
frecuencia pueden llegar a ocasionar colapsos del sistema eléctrico. 
• Reservas Operativa: son necesarias para recuperar el balance entre generación 
y demanda debido a contingencias como la salida inesperada de alguna unidad 
de generación, disparos de líneas de transmisión, picos inesperados en la 
demanda o variaciones considerables en la generación con unidades no 
convencionales. 
• Unidades de arranque frío: son aquellas unidades que tengan la habilidad de 
generar energía eléctrica después de un colapso del sistema y que no requieran 
de ninguna asistencia adicional de la red eléctrica y sirven como apoyo para 
restaurar el resto del sistema eléctrico. 
• Potencia reactiva: unidades capaces de proveer la potencia reactiva que el 
sistema requiere para mantener voltajes constantes. 
 
En el presente proyecto se abordan exclusivamente los servicios conexos 
relacionados con las reservas operativas. 
 
En [12] se menciona que existen dos metodologías para obtener los servicios 
conexos, la basada en costos en la cual los servicios son ofrecidos a un precio 
predeterminado y regulado, y la metodología basada en mercados donde los servicios 
son adquiridos al precio obtenido por los mecanismos del mercado que son aprobados 
por el Estado o el regulador. Típicamente los servicios de regulación como son las 
reservas tienen precios basados en mecanismos del mercado, mientras que los servicios 
de arranque en frío, potencia reactiva y regulación de voltaje tienen precios basados en 
costos, es decir, su precio es regulado por la entidad reguladora debido a la complejidad 
de incluirlos en el modelo de mercado. 
 
 Actualmente, en el Mercado Eléctrico Mexicano, para cada zona de reserva y cada 
hora, los precios de los servicios conexos de reservas se calculan de la siguiente 
manera[17]: 
 
25 
 
• En el caso de las reservas de regulación secundaria de frecuencia, su precio es 
igual a la suma de los valores óptimos de las cuatro variables duales asociadas a 
las restricciones a las que contribuye a satisfacer, que son: el requisito de reserva 
de regulación secundaria de frecuencia, el requisito de reservas rodantes, el 
requisito de reservas operativas y el requisito de reservas suplementarias. 
• En el caso de las reservas rodantes de 10 minutos, su precio es igual a la suma 
de los valores óptimos de las tres variables duales asociadas a las restricciones a 
las que contribuye a satisfacer, que son: el requisito de reservas rodantes, el 
requisito de reservas operativas y el requisito de reservas suplementarias. 
• En el caso de las reservas no rodantes de 10 minutos, su precio es igual a la suma 
de los valores óptimos de las dos variables duales asociadas a las restricciones a 
las que contribuye a satisfacer, que son: el requisito de reservas operativas y el 
requisito de reservas suplementarias. 
• En el caso de las reservas rodantes suplementarias y no rodantes 
suplementarias, su precio es igual al valor óptimo de la variable dual asociada a 
la restricción a la que contribuye a satisfacer, que es: el requisito de reservas 
suplementarias. 
 
En base a la bibliografía referente al diseño de las curvas de demanda de reserva 
se busca crear una metodología adecuada para fijar el precio de los servicios conexos 
mencionados en el párrafo anterior de manera tal que sean reflejo de las necesidades 
del Mercado en Tiempo Real y sean señales de las condiciones operativas del sistema 
variando el precio de acuerdo con la necesidad de las mismas.
27 
 
Capítulo 3 
 Curvas de Demanda de Reservas 
 Curvas de Demanda de Reserva Operativa 
En este capítulo se explica detalladamente en qué consisten las reservas 
operativas, su función y sus objetivos en la mejora de la confiabilidad del sistema, se 
mencionan los diferentes tipos de reservas y el objetivo de cada una de ellas, se 
mencionan las reservas operativas del Mercado Eléctrico Mexicano. Se abordan los 
principales métodos de asignación de reservas operativas. Se abordan el objetivo de la 
asignación de precios de las reservas operativas por medio de las curvas de demandas y 
finalmente se define y explica el concepto de Curvas de Demanda de Reserva 
 
3.1 Reservas Operativas 
 
Debido a su naturaleza, los sistemas eléctricos deben ser operados bajo un 
permanente equilibrio entre generación y demanda, esto es porque la energía en grandes 
volúmenes no se puede almacenar; por lo tanto, la energía que se demanda en un 
instante de tiempo debe de ser generada en ese mismo instante. Si la demanda supera 
a la generación, la frecuencia del sistema disminuye, esto es interpretado físicamente