El Reporte Semanal del MEM (Semana 01 de 2026) no es un documento 'de cumplimiento': es un termómetro operativo del sistema. En el arranque de año, el reporte deja ver tres señales que importan para decisiones reales: dispersión de PML con episodios extremos, enlaces congestionados que vuelven a marcar el mapa de riesgo y precios de servicios conexos que suben cuando el sistema se estira.
El “Reporte Semanal del MEM” de CENACE es, en términos prácticos, una lectura ejecutiva del desempeño del mercado en dos planos: lo programado (Mercado del Día en Adelanto, MDA) y lo que realmente ocurrió (Mercado de Tiempo Real ex-post, MTR). Su valor no está en una cifra aislada, sino en cómo conecta precios nodales (PML), congestión de enlaces y costo de confiabilidad (servicios conexos). Para generadores, suministradores y grandes cargas, esto es información operativa: señala dónde está la fricción del sistema, cuánto cuesta atenderla y qué riesgos quedan abiertos para la siguiente semana.
En la Semana 01 (del 28 de diciembre de 2025 al 03 de enero de 2026), el arranque de año deja una narrativa útil: precios promedio relativamente moderados, pero con colas largas (picos y negativos), congestión concentrada en corredores conocidos y reservas que se encarecen cuando la operación se vuelve más sensible.
En el MDA, el PML promedio semanal se ubicó alrededor de 292 $/MWh, pero el rango fue amplio: se registraron nodos con precios muy altos y también episodios negativos. Esa dispersión importa porque el riesgo real no es “el promedio del sistema”, sino el desacople por zona/nodo: cuando la red se aprieta o hay condiciones de despacho específicas, el precio se separa y el nodo se vuelve un riesgo financiero y operativo.
En el MTR ex-post, la señal se intensifica: el PML promedio subió a ~371 $/MWh, con un máximo superior a 4,000 $/MWh y mínimos también negativos. La lectura para el mercado es directa: el arranque de 2026 trae una operación donde el “precio base” es menos relevante que la exposición a extremos (picos) y la capacidad de absorber precios negativos (por perfil de planta, contratos o estrategia de oferta).
Para grandes cargas y suministradores, esto es la diferencia entre un costo energético estable y un portafolio que sufre “sorpresas nodales”. Para generadores, significa que la calidad de la oferta (y su ubicación) puede capturar rentas nodales… o quedarse fuera por restricciones de red.
La congestión no es un concepto abstracto: es la forma en que la red “cobra” cuando no puede mover energía al ritmo que el despacho requiere. Esta semana, el reporte identifica enlaces con alta frecuencia de congestión y precios sombra promedio relevantes. Traducido: hay corredores donde la electricidad vale más no porque falte generación, sino porque cuesta entregarla en ese punto.
Cuando ciertos enlaces se congestionan de manera recurrente, el sistema entra en un patrón conocido: PML divergentes, riesgos de bases (basis risk) para coberturas y presión operativa para mantener confiabilidad local. En el arranque de 2026, la congestión concentrada en enlaces específicos sugiere que el mercado debe tratar esos corredores como “zonas de sensibilidad”, donde cualquier cambio en demanda, indisponibilidades térmicas o restricciones operativas puede amplificar dispersión de precios.
Para un generador, esto define si conviene pelear nodos de alto valor o privilegiar estabilidad de despacho. Para un suministrador o gran usuario, define dónde la exposición nodal debe acotarse con estrategia contractual (o cobertura), porque el riesgo no está distribuido: está concentrado.
Los servicios conexos son el “seguro operativo” del sistema: reservas para sostener frecuencia y responder a contingencias. Cuando el sistema está cómodo, su precio tiende a relajarse; cuando se estrecha, el costo de ese seguro sube.
En Semana 01, el reporte muestra rangos amplios para la Regulación Secundaria de Frecuencia y la Reserva Rodante de 10 minutos, particularmente en tiempo real, donde los máximos se elevan de forma marcada. La lectura operativa es que el sistema pagó caro en algunos momentos por flexibilidad y respuesta rápida, lo que suele coincidir con condiciones donde el margen operativo se reduce: cambios de carga, rampas, indisponibilidades, congestión o combinaciones de estos factores.
Para suministradores y cargas, esto se manifiesta como un componente de costo que no siempre se explica bien al interior de la empresa: el precio no sube “solo por energía”, sube también por confiabilidad. Para generadores con capacidad de aportar reservas, abre oportunidades (si están disponibles y bien posicionados); para quienes no, incrementa el costo sistémico que termina permeando el portafolio.
No se gestionan PML con promedios: revisa exposición por nodo/zona y define umbrales de alerta para picos y negativos; el arranque del año ya mostró colas largas.
Revalida tu “basis risk”: si tu cobertura está a referencia agregada, pero tu liquidación es nodal, la congestión convierte la diferencia en pérdida operativa.
Programación y ofertas: precisión sobre volumen: en semanas de dispersión, el “error” (desvío) se paga más caro; ajusta pronósticos, rampas y bloques ofertados.
Servicios conexos como señal temprana: si regulación/rodante se encarecen, anticipa sensibilidad del sistema; esto puede preceder episodios de volatilidad nodal.
Generadores: monetiza flexibilidad donde importa: capacidad de respuesta (y ubicación) vale; revisa disponibilidad, pruebas y estrategia de oferta para capturar valor sin exponerte a penalizaciones.
Suministradores y grandes cargas: revisa pass-through y gobernanza interna: separa costo energía vs costo confiabilidad; evita sorpresas en facturación y márgenes.
Planea contingencias por congestión recurrente: si estás en corredores sensibles, prepara escenarios de operación (reducción, desplazamiento de consumo, ajustes contractuales) ante semanas “apretadas”.
Semana 01 confirma una regla que el mercado conoce, pero a veces subestima: en el MEM, la historia real está en la dispersión nodal, la congestión y el precio de la confiabilidad. El promedio ayuda a contar el contexto; el riesgo y la oportunidad están en los extremos. Para 2026, quien gestione exposición nodal con disciplina (y no con intuición) va a proteger margen y capturar valor; quien no, va a atribuir sus desviaciones a “volatilidad”, cuando en realidad eran señales visibles en el reporte desde la primera semana.
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