Resumen Ejecutivo
- Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en CAISO obtuvieron más de 12 millones de dólares en pagos de Recuperación de Costos de Ofertas (BCR) entre enero y agosto de 2024, lo que representa un aumento del 4% en los ingresos del mercado mayorista.
- El 98% de los pagos de BCR a baterías provino del Mercado en Tiempo Real, ya que las desviaciones respecto a los programas del Día Anterior generaron compensación por oportunidades de ingresos perdidas.
- CAISO está endureciendo las reglas de BCR para evitar ofertas estratégicas, introduciendo un mecanismo de precio proxy que limita los pagos pero garantiza que las baterías recuperen costos de oportunidad legítimos.
Los suscriptores de la investigación de Modo Energy también descubrirán:
- Cómo las baterías aprovecharon los pagos de BCR para obtener ventajas estratégicas y por qué algunas ganaron más que otras.
- Qué significan las nuevas reglas de BCR de CAISO para los operadores de baterías y cómo cambiarán el potencial de ingresos en 2025.
- Por qué el BCR ha sido más relevante para las baterías que para los generadores tradicionales y qué revela esto sobre la evolución del diseño del mercado en CAISO.
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Los pagos de Recuperación de Costos de Ofertas proporcionan a los sistemas de almacenamiento de energía con baterías un 4% adicional en los ingresos mayoristas
Entre enero y agosto de 2024, los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en CAISO obtuvieron más de 12 millones de dólares en pagos de Recuperación de Costos de Ofertas (BCR).
Estos pagos proporcionaron, en promedio, un aumento del 4% en los ingresos del mercado mayorista durante los primeros ocho meses de 2024.
De cara al futuro, es probable que esta contribución disminuya en cierta medida debido a los recientes cambios de política implementados por CAISO.
Sin embargo, el BCR seguirá siendo un componente relevante de los ingresos de las baterías en CAISO.
Entonces, ¿qué es la Recuperación de Costos de Ofertas y cómo afecta de manera única a las baterías a gran escala?
¿Qué es la Recuperación de Costos de Ofertas?
La Recuperación de Costos de Ofertas se diseñó originalmente para garantizar que los generadores térmicos obtuvieran suficientes ingresos en el mercado mayorista para cubrir sus costos.
Esto es especialmente relevante cuando un recurso es despachado por motivos de confiabilidad y los precios del mercado no cubren sus costos operativos.
La Recuperación de Costos de Ofertas asegura que los recursos de generación reciban ingresos que superen los costos incurridos cuando son despachados por el operador del sistema por motivos de confiabilidad. Esto incentiva a los participantes a ofrecer energía a un valor acorde a sus costos operativos.
En ausencia de pagos de BCR, los recursos probablemente incorporarían una prima de riesgo en sus ofertas, lo que elevaría los costos generales del sistema.
Por el contrario, pagos inflados de BCR pueden indicar ineficiencias en la programación o el despacho de unidades.
Los generadores califican para pagos de BCR cuando los ingresos del mercado mayorista no cubren sus costos en un día de operación. Estos costos incluyen compromiso, arranque, carga mínima, transición y costos de oferta de energía.
El BCR proporciona así “pagos de recuperación total” a las unidades cuando sus ingresos no cubren los costos.
CAISO garantiza que los recursos que ofrecen flexibilidad para el despacho puedan recuperar sus costos ofertados en un periodo de 24 horas. Esta garantía ayuda a que estos recursos obtengan al menos tantos ingresos como sus costos de oferta, o más, si son despachados.
El sistema compensa los costos y los ingresos de cada recurso en todas las horas del día. Luego calcula la Recuperación de Costos de Oferta por separado para los mercados del Día Anterior y en Tiempo Real para fomentar la participación en ambos. Sin embargo, los recursos auto-programados normalmente no califican para esta garantía de recuperación total.
En 2024, los pagos de Recuperación de Costos de Ofertas a todas las unidades generadoras en CAISO promediaron cerca de 12 millones de dólares al mes. Los recursos a gas natural recibieron el 74% del total.
Las baterías recibieron la mayor cantidad de pagos de BCR de cualquier tecnología no basada en gas natural
De hecho, los pagos mensuales de BCR a los BESS en CAISO promediaron 1,5 millones de dólares, o 190 dólares por megavatio de capacidad instalada.
Los recursos BESS recibieron una proporción mucho mayor de los pagos de BCR que la proporción de energía que aportaron a la red en 2024.
Sin embargo, las baterías pueden aumentar o disminuir su potencia casi instantáneamente. Además, pueden pasar de no generar a generar, en lugar de mantener una producción mínima sostenida para considerarse “en línea”.
Las baterías tampoco requieren combustible. Su principal costo se basa en el precio de la energía utilizada para cargarlas.
Entonces, ¿cómo logran las baterías obtener pagos significativos de BCR a pesar de no tener costos de arranque, parada, carga mínima o transición?
Los pagos de BCR a baterías se basan en costos de oportunidad
El BCR para sistemas de almacenamiento de energía con baterías difiere del de los generadores térmicos, principalmente debido a la naturaleza limitada en duración de las baterías.
Una batería no tiene costos asociados a combustible ni limitaciones como tasas de rampa o tiempos mínimos de encendido/apagado. Sin embargo, solo puede descargar energía durante un tiempo limitado.
Como resultado, los “costos operativos” de una batería se basan en su costo de oportunidad cada vez que se despacha para descargar en un intervalo operativo determinado.
Esto significa que la oferta de una batería para proporcionar energía no solo considera el costo de carga y descarga, sino también su costo de oportunidad percibido para ofertar —o en algunos casos no poder ofertar— en intervalos futuros.
Los despachos para descargar una batería antes en el día a veces les impiden aprovechar oportunidades de ingresos de mayor valor más tarde ese mismo día. Es en estos casos cuando las baterías son compensadas por BCR.
Normalmente, esto ocurre cuando el despacho de una batería en Tiempo Real difiere sustancialmente de sus obligaciones del Día Anterior, lo que puede resultar en la imposibilidad de cumplir con estas y la pérdida de oportunidades de ingresos de alto valor.
Veamos un ejemplo, usando una batería de 100 MW / 400 MWh que inicia el día operativo con 350 MWh y una serie de obligaciones del Día Anterior.
Una batería recibe adjudicaciones del Día Anterior y es despachada según ese programa en el Mercado en Tiempo Real al comenzar el día
Antes del día operativo, la batería recibe adjudicaciones para comprar y vender energía en el Mercado del Día Anterior durante varias horas de la mañana y el mediodía.
Durante las primeras horas del día, de 12 a.m. a 4 p.m., la batería opera según este programa del Día Anterior. El despacho en Tiempo Real refleja sus obligaciones del Día Anterior.
Como resultado, no hay desviación respecto al programa del Día Anterior en el Mercado en Tiempo Real. Esto significa que el despacho de la batería durante este periodo no tiene costos de oferta asociados.
Al inicio de la tarde, la batería es despachada para descargar en Tiempo Real, aunque no tenga obligación del Día Anterior
De 5 p.m. a 7 p.m., los precios en Tiempo Real superan a los precios del Día Anterior. En este escenario, la oferta de la batería para proporcionar energía es lo suficientemente baja para ser despachada en Tiempo Real, lo que implica una desviación respecto a su programa del Día Anterior.
En este caso, la batería incurre en un costo de oferta positivo, ya que obtiene ingresos adicionales en el Mercado en Tiempo Real.
Además, este despacho reduce el estado de carga de la batería a casi 0 MWh.
El costo de oferta positivo aquí equivale al tamaño de la desviación respecto al Mercado del Día Anterior, multiplicado por la oferta de la batería en el Mercado en Tiempo Real. En este caso, la desviación es de 100 MW, ya que la batería es despachada para descargar 100 MW aunque su obligación del Día Anterior era de 0 MW.
Durante este mismo periodo, la batería ofrece energía al valor del precio del Mercado del Día Anterior, es decir, 75 dólares/MWh entre las 5 y 6 p.m. y 90 dólares/MWh entre las 6 y 7 p.m.
De forma similar, los ingresos en Tiempo Real se calculan multiplicando el tamaño de la desviación en Tiempo Real respecto al Mercado del Día Anterior por el precio marginal locacional en Tiempo Real.
En este ejemplo, de 5 a 7 p.m., la batería incurre en costos de oferta positivos de 10.208 dólares mientras obtiene ingresos en el Mercado en Tiempo Real de 15.505 dólares.
La batería se queda sin energía y no puede cumplir su obligación del Día Anterior en la tarde, acumulando un costo de oferta negativo
Entre las 7 y 8 p.m., la batería se queda sin carga. Como resultado, no logra cumplir su obligación completa del Día Anterior de descargar 100 MW durante esa hora.
Esto resulta en una “recompra”, y los ingresos en Tiempo Real de la batería equivalen al precio marginal locacional en Tiempo Real multiplicado por la desviación en Tiempo Real —en MW— respecto a su obligación del Día Anterior. En este caso, con precios en Tiempo Real al alza, esto equivale a ingresos en Tiempo Real de -15.327 dólares durante esa hora.
Además, usando el mismo cálculo para el costo de oferta anterior en la tarde, la batería acumula un costo de oferta negativo de -1.766 dólares.
Durante el día operativo, los ingresos en Tiempo Real y los costos de oferta se acumulan.
En este ejemplo, los ingresos y costos acumulados en Tiempo Real resultan en una pérdida percibida, ya que los costos de oferta superan a los ingresos. Es decir, la diferencia entre los costos de oferta acumulados (8.442 dólares) y los ingresos acumulados en Tiempo Real (178 dólares) es positiva, resultando en un pago de Recuperación de Costos de Oferta de 8.263 dólares.
Por lo tanto, la batería recibe una compensación por su despacho anticipado y el aumento de precios en Tiempo Real más tarde ese día. Recibe pagos de BCR como un complemento adicional a sus ingresos del Día Anterior y en Tiempo Real.
Esto se debe a que habría cumplido su obligación del Día Anterior si no hubiera sido despachada antes ese día.
Las desviaciones respecto a las obligaciones del Día Anterior se gestionan de manera diferente para la generación térmica y las baterías
Si un generador térmico no cumple su compromiso del Día Anterior por falta de combustible, CAISO reduce la calificación de la unidad por la falla. Esto vuelve al generador inelegible para Recuperación de Costos de Ofertas.
Sin embargo, como se ve en el ejemplo, si una batería no puede cumplir su programa del Día Anterior por insuficiente estado de carga, el operador puede ajustar su despacho para igualar el estado de carga vinculante. Este despacho ajustado puede implicar recompra o reventa de energía. A pesar de la limitación física de la batería, es elegible para Recuperación de Costos de Ofertas.
Supongamos que un operador de baterías anticipa que sus ingresos netos serán iguales o superiores a los obtenidos por cumplir su programa del Día Anterior. Puede ofertar a menor costo en horas previas a su programa del Día Anterior para obtener despacho anticipado.
Esto puede llevar a ineficiencias en el mercado y hacer que los recursos no estén disponibles durante algunas de las horas operativas más críticas, cuando la demanda neta y los precios alcanzan su punto máximo.
De enero a agosto de 2024, los BESS en CAISO obtuvieron en promedio el 4% de sus ingresos a través de pagos de BCR
El 98% de los 12 millones de dólares pagados a los BESS como parte del BCR provino del Mercado en Tiempo Real, que incluye tanto el Mercado de Quince Minutos como el Mercado de Despacho en Tiempo Real.
En contraste, los pagos de BCR asociados al Mercado del Día Anterior fueron casi nulos.
En el Mercado del Día Anterior, las baterías enfrentan menos restricciones operativas que resulten en despachos fuera de mérito, debido al horizonte de optimización de 24 horas de este mercado.
El Mercado en Tiempo Real solo puede optimizar en intervalos limitados de cinco o quince minutos.
Como se observa en el ejemplo, esto puede resultar en decisiones de despacho que afectan el estado de carga de la batería en intervalos más allá del horizonte de optimización del Mercado en Tiempo Real. Esto provoca que la batería no pueda cumplir su programa del Día Anterior, lo que desencadena una recompra —y el posterior pago de BCR— para ajustar cualquier déficit de ingresos.
¿Cómo está cambiando CAISO el mecanismo de BCR?
Este diseño inicial de Recuperación de Costos de Ofertas ha generado preocupaciones de que las baterías puedan ofertar estratégicamente para inflar los pagos, renunciando a menudo a programas comprometidos del Día Anterior.
Como resultado, CAISO está implementando cambios de protocolo para mitigar estas consecuencias no deseadas. En esencia, se revisarán las reglas de BCR aplicables a recursos de almacenamiento en todos los intervalos en Tiempo Real.
Tras su reciente aceptación por parte de FERC, la tarifa de CAISO ahora utilizará un valor proxy para determinar el costo de oferta en Tiempo Real, en lugar de usar el precio real de la oferta de la batería. El valor proxy será el mínimo de:
- La oferta real de energía del recurso en el intervalo del mercado en Tiempo Real, o
- El mayor de tres valores
- El precio marginal locacional (LMP) del Día Anterior del recurso
- La oferta de energía predeterminada en el Mercado en Tiempo Real
- El LMP en Tiempo Real para ese intervalo
Al implementar estos cambios, CAISO busca limitar las oportunidades de manipulación de mercado, mientras permite que los recursos de almacenamiento recuperen costos de oportunidad legítimos.
