​Los precios de liquidación en tiempo real en ERCOT alcanzaron un máximo de $561/MWh el 23 de agosto y $781/MWh el 26 de agosto. En ambas noches, los precios en el Mercado en Tiempo Real (RTM) estuvieron en el rango de los cientos de dólares durante varias horas.

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Sin embargo, en ambos días, el Mercado del Día Anterior (DAM) nunca superó los $100/MWh.

​En cambio, el RTM se situó por encima del DAM en casi todos los intervalos de ambos días, y por cientos de dólares durante el pico nocturno.

​Ambas noches compartieron una configuración:

• más capacidad térmica fuera de servicio de lo esperado para el pico de verano,
• el viento por debajo de su pronóstico del día anterior,
• y los BESS con poca energía antes de llegar la hora de mayor precio.

Algunas diferencias clave entre los dos días fueron:

• un aumento de las salidas de generación térmica entre el cierre del DAM y la operación del RTM el día 23,
• un mayor error en el pronóstico eólico el 23, pero una generación eólica menor en general el 26,
• y una congestión severa de transmisión que provocó una mayor separación de precios entre zonas el 26.

Conclusiones clave

• ​Los precios del RTM alcanzaron los $561/MWh el 23 de agosto y los $781/MWh el 26 de agosto, ambas veces después de que el BESS ya se había descargado al máximo.
• Las salidas térmicas fueron elevadas en ambos días, con un promedio de 10.8 GW la tarde del 23 y 8.7 GW el 26, frente a una expectativa del percentil 90 para agosto de 8.5 GW.
• El 23 se agravó tarde: las salidas térmicas aumentaron 2.9 GW tras el cierre del DAM, y el viento estuvo un 41.8% por debajo del pronóstico en la hora pico.
• El 26 comenzó corto: el viento cayó por debajo de 2 GW al mediodía, la carga neta máxima fue de 74.6 GW, y las baterías ya habían descargado 9.9 GWh antes del mediodía frente a un promedio de 2.4 GWh.
• La congestión afectó mucho más al sistema el 26. 480 de 1,047 nodos liquidaron $50/MWh por encima del hub, frente a solo 65 el 23.

​Lo que fue consistente en ambos días

​Las salidas térmicas fueron altas antes de que comenzara la tarde en ambos casos. La capacidad despachable fuera de servicio promedió 10.8 GW la tarde del 23 y 8.7 GW el 26. La expectativa del percentil 90 de ERCOT para agosto es de 8.5 GW, según el Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA).

El viento también estuvo por debajo del pronóstico ambos días, aportando más de 2.5 GW menos de lo previsto en el momento del cierre del DAM durante el pico nocturno.

El pronóstico DAM para la demanda fue casi exacto, pero estuvo cerca de un máximo histórico cada día, lo que sigue demostrando el crecimiento de la demanda que ha experimentado la red ERCOT en el último año.

Ambos días alcanzaron picos cercanos a los 90 GW, en línea con el resto de esa semana.

Esta confluencia de eventos resultó en precios en tiempo real elevados y esa volatilidad llevó a una descarga de BESS superior al promedio durante la tarde.

En ambos días, esto significó que el pico de precio del RTM llegó después del pico de descarga del BESS. La descarga alcanzó su máximo a las 19:50 el 23, pero los precios alcanzaron su pico a las 21:00. El 26, la descarga pico fue a las 20:05 y los precios a las 22:15.

​A medida que el estado de carga disminuía durante la tarde, el despacho económico subía en la pila de ofertas.

Lo que fue único del 23 de agosto

​Las salidas pasaron de altas a extremas. Al cierre del DAM, se esperaba que 7,958 MW de capacidad despachable estuvieran fuera de servicio la tarde del 23. Para las operaciones en tiempo real de la tarde siguiente, ese número había subido a un máximo de 11,003 MW.

Ese extra de 2.9 GW no estaba incluido en el precio del DAM. Además, llevó la tarde a solo 700 MW del peor caso de 11.7 GW de salidas térmicas que ERCOT modela.

La generación eólica también fue sustancialmente menor que la estimada al momento del cierre del DAM. A las 20:00, cuando la carga neta alcanzó poco más de 75 GW, la generación eólica total fue de 8.6 GW. Esto fue un 41.8% menor que el pronóstico del día anterior de 14.8 GW.

Lo que fue único del 26 de agosto

Durante las tardes del 19 al 23 de agosto, el viento promedió 11.4 GW. El 23 promedió 9.8 GW.

Sin embargo, el 26 promedió solo 5.8 GW, aproximadamente la mitad de lo normal en la semana, y cayó a 1.2 GW en la primera tarde. El viento también estuvo 2.3 GW por debajo del pronóstico en la hora pico, similar al 23.

Este nivel extremadamente bajo de generación eólica contribuyó a la mayor carga neta del mes, con casi 76 GW.

Otra diferencia importante fue la falta de energía almacenada disponible en las baterías.

Volviendo al gráfico de descarga de BESS de la sección anterior, la mañana del 26 muestra un pico que el 23 no tiene. Las baterías descargaron 9.9 GWh antes del mediodía, frente a un promedio de 2.4 GWh en dos semanas, debido a un evento de congestión matutina en el sur de Texas.

Gran parte de esa energía descargada no se recuperó durante el día. Los precios promedio del RTM al mediodía fueron de $48/MWh frente a una media de $22/MWh en dos semanas y un precio DAM que generalmente estuvo entre $20 y $20/MWh.

Esto significó que muchas baterías dudaron en recargarse a precios elevados en tiempo real, dejando la energía total almacenada en todos los BESS por debajo de los 25 GWh típicos observados la mayoría de los días operativos de este verano.

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​La congestión apareció en el RTM, no en el DAM

En el Mercado en Tiempo Real, once restricciones de transmisión únicas vieron sus precios sombra superar los $1,000/MWh el 23, y dieciocho el 26. En el DAM, solo una restricción lo hizo cada día, lo que contribuyó a que la separación de precios se limitara a menos de $50/MWh entre zonas.

El 26, la separación entre zonas de carga fue de hasta $300/MWh entre las Zonas de Carga Sur y Oeste durante la tarde.