​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 tardes, los precios en el Mercado en Tiempo Real (RTM) estuvieron en los cientos medios durante varias horas.

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 vespertino.

​Las dos tardes compartieron una configuración:

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

Algunas diferencias clave entre ambos días fueron:

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

Puntos clave

• ​Los precios del RTM alcanzaron $561/MWh el 23 de agosto y $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 durante la tarde del 23 y 8.7 GW el 26, frente a una expectativa percentil 90 de agosto de 8.5 GW.
• El 23 se intensificó tarde: las salidas térmicas aumentaron 2.9 GW después del cierre del DAM, y el viento quedó 41.8% por debajo del pronóstico en la hora pico.
• El 26 comenzó escaso: el viento cayó por debajo de 2 GW al mediodía, la carga neta máxima alcanzó 74.6 GW y las baterías habían descargado 9.9 GWh antes del mediodía frente a un promedio de 2.4 GWh.
• La congestión afectó a una parte mucho mayor del sistema el día 26. 480 de 1,047 nodos liquidaron $50/MWh por encima del hub, frente a 65 el día 23.

​Qué fue consistente en ambos días

​Las salidas térmicas fueron altas antes de que comenzara cualquiera de las tardes. La capacidad despachable fuera de servicio promedió 10.8 GW durante la tarde del 23 y 8.7 GW el 26. La expectativa 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 en ambos días, aportando cada día más de 2.5 GW menos de lo previsto en el momento del cierre del DAM durante el pico vespertino.

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

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

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

En ambos días, esto significó que el pico de precios del RTM se produjo después del pico de descarga del BESS. La descarga alcanzó su máximo a las 19:50 el día 23, pero los precios alcanzaron su máximo a las 21:00. El 26, la descarga alcanzó su máximo 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 se movía más arriba en la pila de ofertas.

Qué 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 para la tarde del 23. Para las operaciones en tiempo real de la tarde siguiente, esa cifra subió a un máximo de 11,003 MW.

Ese extra de 2.9 GW no fue valorado en el DAM. También llevó la tarde a quedar a solo 700 MW de los 11.7 GW de salidas térmicas, el peor escenario que modela ERCOT.

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

​Qué fue único del 26 de agosto

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

Sin embargo, el día 26 promedió 5.8 GW, aproximadamente la mitad del promedio semanal, y tocó fondo en 1.2 GW a primera hora de la 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 no aparece el día 23. Las baterías descargaron 9.9 GWh antes del mediodía, frente a un promedio de 2.4 GWh en dos semanas, persiguiendo un evento de congestión matutino en el sur de Texas.

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

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

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​La congestión se reflejó 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 día 23, y dieciocho el día 26. En el DAM, solo una lo hizo cada día, lo que contribuyó a que la separación de precios se limitara a menos de $50/MWh entre zonas.

El día 26, la separación entre zonas de carga alcanzó hasta $300/MWh entre las Zonas de Carga Sur y Oeste en las horas de la tarde.