Durante junio, el Precio Marginal Local (PML) promedio del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ubicó en $864/MWh, lo que representa una disminución del 22.3% respecto a mayo. En las horas solares, el decremento fue ligeramente mayor, alcanzando un 25.9%, impulsado por una mayor disponibilidad de recurso hidroeléctrico, que coadyuva a cubrir los niveles de demanda típicos de esta época del año. El PML promedio fue significativamente menor al observado en el mismo mes del año anterior con un nivel de demanda ligeramente inferior.
Por regiones, Quintana Roo reportó el PML más alto del país con $2,907/MWh, mientras que Sonora presentó el más bajo, con $528/MWh. En todas las gerencias hay un descenso en el PML respecto al observado en 2024; sin embargo, es mucho más evidente esta disminución en las gerencias Noreste y Norte con descensos de 72.73% y 71.98%, respectivamente.
Durante este mes, el consumo promedio diario fue de 1,004 GWh, el cual es 0.7% más alto que el observado durante mayo, pero inferior en 1.5% respecto al mismo mes del año anterior. Por otra parte, la demanda horaria promedio del sistema alcanzó los 42.17 GW; alcanzando su punto máximo el domingo 15 de junio con 43.395 GW. Se espera que en julio los niveles de consumo y demanda se mantengan en niveles similares, acorde con la dinámica típica de esta época del año.
La generación hidroeléctrica mostró un repunte significativo, con un aumento de casi 3 puntos porcentuales respecto al mismo mes del año anterior. Asimismo, la participación del ciclo combinado creció más de 2 puntos porcentuales y la eólica superó el punto porcentual. Por su parte, las mayores caídas correspondieron a la generación nucleoeléctrica y a la turbogas, con descensos cercanos a 2 puntos porcentuales.
El precio del gas Henry Hub promedió $3.02 USD/MMBtu, nivel menor al registrado en mayo. Esta disminución se puede asociar con el decremento observado en los PML durante junio, si bien la mayor parte de esta dinámica en los precios se explica por la mayor participación de fuentes no térmicas en la generación eléctrica.
Finalmente, el Margen de Reserva Operativo (MRO) promedió 15.4%, con un mínimo de 7.4% registrado el 02 de junio y un máximo de 23.5% el día 24. El MRO durante las horas de máxima demanda se estabilizó conforme transcurrió el mes, alcanzando su valor máximo hacia el final del periodo, lo que implica una mayor disponibilidad de energía en el sistema hacia final de junio.
Junio 2025 reflejó un sistema eléctrico resiliente y eficiente, en el que gracias a la disponibilidad de recursos de generación no térmica, principalmente hidroeléctricos, fue posible compensar el aumento en la demanda característico de esta época del año, lo que contribuyó a que los precios disminuyeran, sobre todo debido a que México cuenta con una matriz energética más diversificada y renovable respecto al mismo periodo de 2024.
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Infome elaborado por: Guillermo Alexis Castro Zavalza a Director de Operaciones de Nx Buena Energía con la colaboración de Karla Gabriela Palmero Gallardo Analista de Mercado Eléctrico en Nx Buena Energía.