Análisis técnico del PML del MDA para el DO 14-nov-2025 en México: volatilidad reciente, nodos sensibles y riesgos para generadores, suministradores e industria.
Hoy, 14 de noviembre de 2025, CENACE puso a disposición de los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) los Precios Marginales Locales (PML) del Mercado del Día en Adelanto (MDA) para el Día de Operación (DO) 14-nov-2025, a través del SIM en la sección de “Precios de Energía y Servicios Conexos MDA”. En ese archivo se concentran, hora por hora y nodo por nodo, los precios que determinan el costo de la energía en el corto plazo y sirven de referencia para contratos, coberturas y fijación de tarifas internas.
Desde aquí no se puede descargar ni visualizar el archivo puntual del DO 14-nov-2025, pero sí se conoce cómo y con qué lógica se publica: CENACE calcula para cada NodoP del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) el PML y sus componentes (energía, congestión y pérdidas), además de los precios en nodos distribuidos (PND) y los precios de servicios conexos.
La lectura de los PML de hoy no ocurre en el vacío. El reporte semanal del MEM correspondiente a la semana 45 (2 al 8 de noviembre) muestra un entorno de alta volatilidad:
PML promedio MDA: 586.20 $/MWh.
PML máximo: 11,339.24 $/MWh en el nodo 08COZ-34.5 (zona de Cozumel / Riviera Maya).
PML mínimo: -964.61 $/MWh en el nodo 04MZD-230 (Mazatlán).
PND (Zonas de carga): promedio 609.29 $/MWh, con máximo 3,370.06 $/MWh en Riviera Maya y mínimo -414.35 $/MWh en Obregón.
Ese rango extremo de precios en la semana previa es la antesala del DO 14-nov-2025: los participantes hoy revisan sus nodos y zonas de carga a la luz de esa volatilidad reciente, de la congestión en enlaces críticos y de la alta dependencia de la oferta térmica.
Aunque el archivo específico del DO 14-nov-2025 no está disponible desde aquí, sí podemos describir qué están viendo hoy los participantes cuando abren el reporte de PML MDA del SIN:
Curva horaria del PML por nodo
Identifican las horas de pico de precio (típicamente horas punta vespertinas) y las comparan con el comportamiento de la semana 45, donde el PML promedio ya se situaba en niveles elevados y se registraron picos superiores a 11,000 $/MWh.
Buscan posibles precios negativos, que han estado presentes en distintos nodos del sistema cuando coexisten sobreoferta local, restricciones de transmisión y alta inyección renovable.
Spreads espaciales: nodos caros vs. nodos baratos
El reporte semanal confirma que zonas como Riviera Maya y Obregón presentan los extremos de precios en nodos distribuidos, lo que indica que los spreads geográficos entre zonas de carga siguen siendo relevantes.
Para el DO 14-nov-2025, la pregunta clave no es sólo “¿en cuánto quedó el PML promedio del sistema?”, sino cuánto se separa tu nodo o tu zona de carga de ese promedio.
Dependencia térmica y disponibilidad de capacidad
En la semana 45, las ofertas térmicas concentraron alrededor de dos tercios de la energía despachada, con un nivel importante de indisponibilidad térmica diaria.
Si las indisponibilidades térmicas y las restricciones en embalses hidroeléctricos se mantienen, el DO 14-nov-2025 se desarrolla en un contexto donde el costo marginal lo fijan, en gran medida, unidades térmicas marginales con combustibles caros.
Congestión y enlaces críticos
CENACE identifica enlaces de transmisión con alta frecuencia de congestión, entre ellos los relacionados con Cozumel y cortes en Baja California (Corte B), con precios sombra que superan en ocasiones los 6,000 $/MWh.
Cada congestión relevante se refleja en los PML del MDA; para el DO 14-nov-2025, los participantes revisan si esos mismos enlaces siguieron limitando los flujos y disparando precios en ciertos nodos.
Límite de precios y señal regulatoria
Desde febrero de 2025 está vigente un precio tope para los PML del Mercado de Corto Plazo, ajustado por instrucción de la CRE para que no supere el Valor de la Energía No Suministrada (VENS).
Esto no elimina la volatilidad, pero acota el riesgo de precios “infinitos”, marcando un techo regulatorio para los escenarios extremos que se han observado.
Sin reproducir el archivo del DO 14-nov-2025, hay nodos y zonas de carga que, por la información oficial reciente, son focos naturales de atención:
Nodos con precios extremos recientes:
08COZ-34.5 (zona Cozumel / Riviera Maya), que registró el PML máximo semanal en el MDA.
04MZD-230 (zona Mazatlán), asociado al PML mínimo semanal (valores negativos).
Zonas de carga representativas:
Riviera Maya, Chetumal, Obregón, Hermosillo, Monterrey, Guadalajara y CDMX, que CENACE utiliza como zonas de referencia en los gráficos de PND y precio promedio semanal.
Para el DO 14-nov-2025, un generador privado o suministrador calificado está haciendo al menos tres ejercicios:
Comparar el PML de “su” nodo con el promedio del sistema
Si el PML en el nodo de inyección es consistentemente superior al promedio del SEN, hay una penalización estructural que se traslada a sus ingresos y a sus coberturas.
Si es inferior, el riesgo está más en la exposición del lado de carga (el nodo de consumo puede estar en una zona cara).
Vigilar la forma horaria del precio
No basta con el PML promedio diario; importa la forma de la curva, especialmente si tienen contratos indexados a horas punta, bandas o productos horarios.
En semanas como la 45, el rango entre mínimos y máximos horarios llegó a niveles superiores a 12,000 $/MWh, lo que hace que la estrategia de ofertas, rampas y mantenimientos sea crítica.
Identificar si su nodo está aguas arriba o aguas abajo de enlaces congestionados
Nodos situados en zonas recurrentemente congestionadas pueden ver PML inflados por congestión, no sólo por costo de energía.
La lista de enlaces con altos precios sombra (por ejemplo, los asociados a Cozumel o a cortes en Baja California) es una brújula para anticipar comportamientos futuros de PML.
El comportamiento de los PML del DO 14-nov-2025 se inserta en una combinación de factores que CENACE detalla en sus reportes semanales:
Oferta térmica dominante y vulnerable
Más de 65 % de la energía despachada en la semana 45 provino de ofertas térmicas, con niveles relevantes de indisponibilidad diaria.
Cualquier salida imprevista (forzada) de ciclos combinados o térmicas críticas en horas punta se traduce en saltos bruscos en PML en ciertas regiones.
Renovables variables y riesgo de precios negativos
El despacho eólico y fotovoltaico entra al MDA a costo muy bajo o cercano a cero, lo que, en zonas con restricciones de transmisión, abre la puerta a PML cercanos a cero o negativos en horas de alta generación renovable y baja demanda.
Hidráulicas y costo de oportunidad del agua
El reporte semanal muestra el seguimiento al costo de oportunidad del agua en embalses clave, cuyos valores influyen directamente en los PML cuando las hidroeléctricas fijan el marginal.
Congestiones estructurales
La presencia frecuente de ciertos enlaces congestionados, con precios sombra elevados, indica que el sistema enfrenta cuellos de botella persistentes que tienden a replicarse en distintos DO, incluyendo el 14-nov-2025.
Marco regulatorio de precios tope
El ajuste del precio tope a partir de febrero de 2025 limita el nivel máximo del PML, pero los datos recientes confirman que, incluso con ese tope, los precios pueden alcanzar niveles que presionan fuertemente a la industria y a los suministradores si no tienen coberturas bien diseñadas.
Oportunidad:
Horas de PML alto (particularmente en nodos caros) mejoran ingresos spot para unidades marginales, sobre todo ciclos combinados y térmicas flexibles.
Riesgo:
Exposición a eventos transitorios (picos de pocas horas) que pueden no alinearse con su perfil de generación o con restricciones operativas.
Si están amarrados por contratos a precio fijo con suministradores, el upside se reduce, y su reto está en optimizar mantenimiento y disponibilidad en ventanas de alto PML.
Riesgo de basis y descalce
Deben gestionar el spread entre PML nodal de compra y estructura de precios a clientes (tarifas o fórmulas indexadas).
DO como el 14-nov-2025, en un entorno de alta volatilidad, ponen a prueba las estrategias de cobertura financiera y física (PPAs, swaps, caps/floors).
Diseño de productos
La evidencia de PML extremos sugiere que los suministradores deben ofrecer a la industria productos que gestionen puntas horarias y nodos caros, no sólo promedios mensuales.
Contratos de cobertura bajo presión
Si su contrato está indexado a PML MDA sin techos internos, semanas como la 45 y DO volátiles como el 14-nov-2025 pueden incrementar drásticamente su costo de energía.
El riesgo es mayor en industrias con perfil punta (procesos vespertinos/nocturnos) situadas en zonas congestionadas o caras.
Decisiones operativas
DO con PML altos y volátiles son una señal para revisar:
Programas de gestión de demanda,
flexibilización de turnos (si es viable),
evaluación de autogeneración / generación distribuida para mitigar exposición al PML del MEM.
Para contratos de cobertura ligados al MDA, el DO 14-nov-2025 es un recordatorio de que el riesgo no está sólo en el nivel promedio del PML, sino en su geografía y su forma horaria. Hoy, un área de riesgo para usuarios y suministradores es:
Coberturas mal alineadas con el nodo real de consumo
Coberturas tomadas sobre un nodo de referencia “barato” mientras la carga real está en una zona estructuralmente cara (ej. Riviera Maya u otras zonas congestionadas).
Productos sólo mensuales en un entorno de picos horarios extremos
Un producto que cubre el promedio mensual pero no protege frente a picos horarios de 4 o 5 cifras deja al cliente expuesto a shocks de caja importantes.
Cláusulas de pass-through poco transparentes
Si el contrato tiene cláusulas de traslado automático de variaciones de PML, pero el usuario no recibe información clara, el DO 14-nov-2025 puede traducirse en facturas sorpresivas.
Al revisar el archivo de PML MDA del DO 14-nov-2025 en el SIM de CENACE, conviene seguir al menos este orden:
Ubica tus nodos clave
Nodos de inyección y nodos de consumo (o zonas de carga) donde tienes exposición real.
Descarga los PML y PND y construye una curva horaria para cada uno.
Compara con el promedio del sistema
Calcula el spread entre tu PML / PND y el promedio del SEN.
Si estás sistemáticamente por arriba, estás soportando un costo estructural que debe reflejarse en tarifas o coberturas.
Identifica horas de estrés
Localiza horas con PML extremos (altos o negativos).
Revisa si coinciden con tus ventanas de mayor consumo.
Cruza con tu portafolio de contratos
Mapea cómo el perfil de PML de hoy se traduce en tu P&L según:
PPAs,
swaps,
contratos indexados,
caps/floors.
Actualiza tu mapa de riesgos
Anota nodos y enlaces congestionados relevantes para tu operación.
Alimenta tu matriz de riesgo con estos patrones, de cara a futuros DO.
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