En la noche del 20 de agosto, los precios en tiempo real de ERCOT alcanzaron su punto más alto del verano hasta la fecha. Junto con estos altos precios, el almacenamiento de energía en baterías estableció un récord histórico de producción neta.
ERCOT experimentó sus precios en tiempo real más altos desde el 8 de mayo de este año.
El precio de liquidación promedio de Bus Hub en intervalos de 15 minutos alcanzó un máximo de $1,585/MWh entre las 7:45 y las 8:00 p.m. Y los precios a 5 minutos, representados por el System Lambda, llegaron a casi $3,000/MWh a las 7:45 p.m.
Esto también contribuyó a los mayores ingresos proyectados para baterías desde finales de mayo. Modo proyecta que los sistemas de almacenamiento en baterías ganaron un promedio anualizado de $279/kW durante el 19 de agosto.
El 20 de agosto, los precios promedio de liquidación en intervalos de 15 minutos alcanzaron el tope de oferta de $5,000/MWh.
Esto ocurrió durante varios intervalos entre las 7:30 y las 8:30 p.m.
En última instancia, esto se tradujo en ingresos aún mayores para el almacenamiento en baterías que el día 19. De hecho, los ingresos promedio estimados de $3.39/kW, o $1,236/kW anualizados, serían el tercer día con mayores ingresos del año, solo por detrás del 8 de mayo y el 16 de enero.
¿Qué causó los altos precios el 19 y 20 de agosto?
Los altos precios surgieron a partir de un patrón ya bien establecido.
El 19 y 20 de agosto fueron los días más calurosos del año para gran parte del estado, lo que llevó la demanda a casi 86 GW por la tarde. El día 20, se estableció un nuevo récord de demanda instantánea de 85,931 MW a las 4:45 p.m.
Pero una alta demanda por sí sola no necesariamente se traduce en precios altos.
Además de la alta demanda, la generación eólica fue relativamente baja. En la versión de agosto del Informe Mensual de ERCOT sobre Adecuación de Recursos, se esperaba que durante la hora de mayor riesgo de escasez de reservas, hubiera casi 14 GW de generación eólica disponible.
El 19 de agosto, poco menos de 9 GW de generación eólica estuvieron disponibles durante el pico de precios. El 20 de agosto, esto fue apenas más de 8 GW.
Esto significó que fue necesario recurrir a generación de mayor costo para cubrir la demanda durante el periodo en que el sol se estaba poniendo, pero la demanda seguía siendo alta.
Otro factor que contribuyó a los altos precios mayoristas durante el evento fue que ERCOT no desplegó ninguno de sus servicios auxiliares.
Esto a pesar de que la capacidad despachable a cinco minutos descendió a un mínimo de 333 MW durante el pico de precios a las 7:45 p.m., la cifra más baja observada en todo 2024.
De hecho, el punto más bajo del 8 de mayo fue 400 MW más alto que el del 19 de agosto.
Esto puede indicar que ERCOT ha cambiado su postura y es menos agresivo al desplegar ECRS. Sin embargo, es más probable que simplemente no se hayan cumplido los criterios de activación para el Servicio Auxiliar.
Por ejemplo, la Capacidad Física de Respuesta se mantuvo por encima de niveles saludables de más de 5 GW. Esto también significaría que el Balance de Potencia no se vio afectado a un nivel que requiriera un despliegue, y ERCOT anticipó tener suficiente capacidad despachable ya en línea (y disponible para el despacho económico) para cubrir cualquier cambio futuro en la demanda neta.
Los suscriptores de Modo pueden leer el resto del informe a continuación para conocer:
- Cuánto se proyecta que ganarán las baterías en promedio en 2024, después del 19 de agosto.
- Cómo podrían evolucionar los ingresos en el resto de 2024.
¿Cómo fueron los ingresos del almacenamiento en baterías el 19 y 20 de agosto?
Según el Modo Nowcast, las baterías ganaron un promedio proyectado de $279/kW, anualizado, el día 19. Esto se traduce en ingresos reales de $763/MW, o $0.76/kW. El día 20, se estima que ganaron Esto equivale a , o en ingresos reales.
