I prezzi di regolazione in tempo reale in ERCOT hanno raggiunto i $561/MWh il 23 agosto e i $781/MWh il 26 agosto. In entrambe le serate, i prezzi nel Mercato in Tempo Reale (RTM) sono rimasti nella fascia delle centinaia di dollari per diverse ore consecutive.

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

Al contrario, il RTM si è attestato sopra il DAM in quasi tutti gli intervalli 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 rispetto alle attese per il picco estivo,
• produzione eolica inferiore alle previsioni del giorno prima,
• e BESS con livelli di energia bassi prima dell'arrivo dell'ora con il prezzo più alto.

Alcune differenze chiave tra i due giorni sono state:

• un aumento delle indisponibilità di generazione termica tra la chiusura del DAM e le operazioni del RTM il 23,
• uno scostamento maggiore nelle previsioni eoliche il 23, ma una produzione eolica complessivamente più bassa il 26,
• e una forte congestione di trasmissione che ha causato una maggiore separazione dei prezzi tra le zone il 26.

Punti chiave

• I prezzi RTM hanno raggiunto i $561/MWh il 23 agosto e i $781/MWh il 26 agosto, entrambe le volte dopo che la scarica dei BESS aveva già raggiunto il picco.
• Le indisponibilità termiche sono state elevate in entrambi i giorni, con una media di 10,8 GW nella serata del 23 e 8,7 GW il 26, rispetto a un'attesa del 90° percentile per agosto di 8,5 GW.
• Il 23 la situazione è peggiorata tardi: le indisponibilità termiche sono aumentate di 2,9 GW dopo la chiusura del DAM e il vento è stato del 41,8% sotto le previsioni nell'ora di picco.
• Il 26 è iniziato corto: il vento è sceso sotto i 2 GW a mezzogiorno, il carico netto di picco ha raggiunto i 74,6 GW e le batterie avevano già scaricato 9,9 GWh prima di mezzogiorno rispetto a 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 $50/MWh sopra il nodo centrale, contro 65 il 23.

Cosa è stato costante in entrambi i giorni

Le indisponibilità termiche erano elevate prima dell'inizio di entrambe le serate. La capacità programmabile fuori servizio ha avuto una media di 10,8 GW nella serata del 23 e 8,7 GW il 26. Secondo il Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA), l'attesa per agosto al 90° percentile di ERCOT è di 8,5 GW.

Anche il vento ha prodotto meno del previsto in entrambi i giorni, fornendo ogni giorno oltre 2,5 GW in meno rispetto a quanto previsto al momento della chiusura del DAM durante il picco serale.

La previsione DAM per la domanda si è rivelata quasi perfetta, ma era vicina ai massimi storici ogni giorno, confermando la crescita del carico sperimentata dalla rete ERCOT nell'ultimo anno.

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

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

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

Man mano che lo stato di carica diminuiva durante la sera, la dispacciabilità economica saliva ulteriormente nella curva delle offerte.

Cosa è stato unico il 23 agosto

Le indisponibilità sono passate da elevate a estreme. Alla chiusura del DAM, si prevedevano 7.958 MW di capacità programmabile fuori servizio per la serata del 23. Durante le operazioni in tempo reale della sera successiva, il dato è salito a un picco di 11.003 MW.

Questi 2,9 GW aggiuntivi non erano stati prezzati nel DAM. Hanno anche portato la serata a soli 700 MW dai 11,7 GW di indisponibilità termica, il caso peggiore modellato da ERCOT.

La produzione eolica è stata anche significativamente inferiore rispetto alle ipotesi al momento della chiusura 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 della norma settimanale, e ha toccato un minimo di 1,2 GW nel primo pomeriggio. Anche in questo caso, il vento ha prodotto 2,3 GW in meno rispetto alle previsioni nell'ora di picco, similmente al 23.

Questo minimo estremo nella produzione eolica ha contribuito al carico netto più alto del mese, quasi 76 GW.

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

Tornando al grafico della scarica dei 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, rispetto a una media di 2,4 GWh su due settimane, a causa di un evento di congestione mattutino nel Sud Texas.

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

Questo ha fatto sì che molte batterie fossero riluttanti a caricarsi a prezzi elevati in tempo reale, lasciando l'energia immagazzinata complessiva 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 nel RTM, non nel DAM

Nel Mercato in Tempo Reale, undici vincoli di trasmissione distinti hanno visto i loro shadow price superare i $1.000/MWh il 23 agosto, e diciotto il 26 agosto. 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 è arrivata fino a $300/MWh tra le zone Sud e Ovest nelle ore serali.