I prezzi di regolazione in tempo reale in ERCOT hanno raggiunto un picco di 561 $/MWh il 23 agosto e di 781 $/MWh il 26 agosto. In entrambe le serate, i prezzi nel Mercato in Tempo Reale (RTM) sono rimasti su valori a tre cifre per diverse ore.

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Tuttavia, in entrambi i giorni, il Mercato del Giorno Prima (DAM) non ha mai superato i 100 $/MWh.

Al contrario, l'RTM si è attestato sopra il DAM in quasi ogni intervallo di entrambi i giorni, e di centinaia di dollari durante il picco serale.

Le due serate hanno avuto una configurazione simile:

• più capacità termica fuori servizio del previsto per il picco estivo,
• produzione eolica inferiore rispetto alle previsioni del giorno prima,
• e BESS con stato di carica basso prima dell'orario con i prezzi più alti.

Alcune differenze chiave tra i due giorni sono state:

• un aumento delle indisponibilità termiche tra la chiusura del DAM e le operazioni RTM il 23,
• un errore di previsione eolica maggiore il 23, ma una produzione eolica complessivamente più bassa il 26,
• e una grave congestione di trasmissione che ha causato una maggiore separazione dei prezzi tra le zone il 26.

Punti chiave

• I prezzi RTM hanno raggiunto il picco di 561 $/MWh il 23 agosto e 781 $/MWh il 26 agosto, entrambe le volte dopo il massimo della scarica BESS.
• Le indisponibilità termiche sono rimaste elevate in entrambi i giorni, con una media di 10,8 GW la sera del 23 e 8,7 GW il 26, rispetto a una previsione del 90° percentile di agosto di 8,5 GW.
• Il 23 la situazione è peggiorata tardi: le indisponibilità termiche sono salite di 2,9 GW dopo la chiusura del DAM e il vento è stato del 41,8% inferiore alle previsioni nell'ora di picco.
• Il 26 è partito in deficit: il vento è sceso sotto i 2 GW a mezzogiorno, il carico netto di picco ha raggiunto 74,6 GW e le batterie avevano già scaricato 9,9 GWh prima di mezzogiorno contro una media di 2,4 GWh.
• La congestione ha interessato una parte molto più ampia del sistema il 26: 480 su 1.047 nodi hanno chiuso a oltre 50 $/MWh sopra il prezzo hub, contro 65 il 23.

Cosa è stato costante in entrambi i giorni

Le indisponibilità termiche erano elevate già prima dell'inizio di entrambe le serate. La capacità dispacciabile fuori servizio è stata in media di 10,8 GW nella sera del 23 e 8,7 GW il 26. Secondo il Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA) di ERCOT, l'aspettativa del 90° percentile per agosto è di 8,5 GW.

Anche il vento è risultato inferiore alle previsioni in entrambi i giorni, fornendo ogni sera oltre 2,5 GW in meno rispetto a quanto previsto al momento della chiusura DAM.

La previsione DAM per la domanda è stata quasi perfetta, ma si è attestata vicino ai massimi storici ogni giorno, continuando a dimostrare la crescita del carico che la rete ERCOT ha registrato nell'ultimo anno.

Entrambi i giorni hanno toccato il picco intorno ai 90 GW, in linea con il resto della settimana.

Questa concomitanza di eventi ha portato a prezzi in tempo reale elevati, e tale volatilità ha causato una scarica BESS superiore alla media nelle prime ore della sera.

In entrambi i giorni, il picco di prezzo RTM è arrivato dopo il picco di scarica BESS. La scarica ha raggiunto il massimo alle 19:50 il 23, ma i prezzi hanno toccato il massimo alle 21:00. Il 26, la scarica è arrivata al massimo alle 20:05 e i prezzi alle 22:15.

Man mano che lo stato di carica diminuiva durante la sera, il dispacciamento economico si è spostato più in alto nella curva delle offerte.

Cosa è stato unico il 23 agosto

Le indisponibilità sono passate da elevate a estreme. Alla chiusura del DAM, erano previsti 7.958 MW di capacità dispacciabile fuori servizio per la sera del 23. Nelle operazioni in tempo reale della sera successiva, il valore è salito a un picco di 11.003 MW.

Quei 2,9 GW aggiuntivi non erano stati valutati nel DAM. Inoltre, la sera si è trovata a soli 700 MW dal peggior caso di 11,7 GW di indisponibilità termica modellato da ERCOT.

Anche la produzione eolica è stata sostanzialmente inferiore rispetto alle ipotesi del DAM. Alle 20:00, quando il carico netto ha raggiunto poco più di 75 GW, la produzione eolica totale era di 8,6 GW, il 41,8% in meno rispetto alla previsione di 14,8 GW.

Cosa è stato unico il 26 agosto

Nelle serate dal 19 al 23 agosto, il vento ha avuto una media di 11,4 GW. Il 23 la media era di 9,8 GW.

Tuttavia, il 26 la media è stata di 5,8 GW, circa la metà rispetto alla norma settimanale, e ha toccato il minimo di 1,2 GW nel primo pomeriggio. Anche il vento è stato 2,3 GW sotto le previsioni nell'ora di picco, simile al 23.

Questo valore estremamente basso della produzione eolica ha contribuito al carico netto più alto del mese, vicino a 76 GW.

Un'altra differenza importante è stata la mancanza di energia immagazzinata disponibile nelle batterie.

Tornando al grafico della scarica BESS della sezione precedente, la mattina del 26 mostra un picco che il 23 non aveva. Le batterie hanno scaricato 9,9 GWh prima di mezzogiorno, contro una media di 2,4 GWh nelle due settimane precedenti, inseguendo un evento di congestione mattutina nel sud del Texas.

Gran parte di quell'energia scaricata non è stata ricaricata durante la giornata. I prezzi RTM di metà giornata hanno avuto una media di 48 $/MWh contro una norma di 22 $/MWh nelle due settimane precedenti e un prezzo DAM generalmente tra 20 e 20 $/MWh.

Questo ha significato che molte batterie erano riluttanti a caricarsi a prezzi elevati in tempo reale, lasciando la quantità totale di energia immagazzinata nei BESS inferiore ai tipici 25 GWh osservati nella maggior parte dei giorni operativi di questa estate.

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La congestione si è manifestata in RTM, non in DAM

Nel Mercato in Tempo Reale, undici vincoli di trasmissione distinti hanno visto i loro shadow price superare i 1.000 $/MWh il 23, e diciotto il 26. Nel DAM, solo uno per ciascun giorno, il che ha limitato la separazione dei prezzi tra le zone a meno di 50 $/MWh.

Il 26, la separazione tra le zone di carico ha raggiunto i 300 $/MWh tra le zone Sud e Ovest nelle ore serali.