A precificação nodal é uma forma de determinar o preço da eletricidade que varia conforme a localização. Também é chamada de precificação marginal locacional (ou LMP). Na Parte Um, analisamos as implicações da precificação nodal para todo o sistema energético da Grã-Bretanha. Aqui, exploramos o que isso pode significar para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). Mais adiante, na Parte Três, vamos modelar como um sistema de armazenamento em baterias pode operar ao longo de um dia em um nó simulado.

A Figura 1 (abaixo) mostra cenários possíveis de como precificar por localização. À esquerda, temos o sistema atual – um único preço de eletricidade no atacado para toda a GB. No centro, vemos a divisão da GB pelos seus 14 grupos de Pontos de Suprimento de Rede (GSP). Já existem diferenças nas tarifas de rede – como DUoS e TNUoS – entre esses 14 grupos. À direita, destacamos os 362 Pontos de Suprimento de Rede individuais. Isso nos mostra como poderíamos precificar por localização no futuro – ou seja, de forma muito mais detalhada.

Aviso de spoiler

Na Parte Três, vamos usar dados modelados para analisar em mais detalhes o que um sistema de armazenamento de energia em baterias pode fazer. Neste artigo, observamos como a precificação nodal provavelmente afetaria o armazenamento de energia em baterias de forma geral. Aqui estão os principais destaques:

• Os perfis de geração e demanda serão muito diferentes entre os nós.
• A necessidade por serviços de resposta de frequência – e os preços resultantes – provavelmente variará de acordo com as características de cada nó.
• Para otimizadores, seria mais simples navegar um mercado atacadista unificado.
• Diferenciais de preço entre dia e noite vão incentivar a co-localização em determinados nós.

Com a precificação nodal, poderíamos ter 362 cenários potenciais. Cada um terá diferentes perfis de solar, eólica, carga base, hidrelétrica, geração total incorporada, perfis de demanda, capacidades de importação e exportação, fatores de perda de carga, inércia, padrões climáticos – as variáveis são infinitas. Tudo isso pode se tornar bastante complexo. No entanto, para otimizadores (ou para quem elabora casos de negócio), um mercado atacadista unificado seria mais simples de navegar, como mencionado acima. A precificação nodal fará com que a rede opere de forma mais eficiente. Deve resultar em uma redução dos custos de balanceamento, atualmente em alta.

Tudo isso impactará o sinal de preço final – sem falar no caso de investimento – para o armazenamento de energia em baterias.

Quão diferentes esses nós podem ser?

A Energy Systems Catapult e o Operador do Sistema de Energia da National Grid (NG ESO) indicaram que nós mais granulares ajudariam a atingir as metas de carbono. Isso seria possível ao permitir a integração de grandes quantidades de renováveis sem a necessidade de grandes reforços na rede e custos excessivos de balanceamento.

Os documentos de Cenários Futuros de Energia (FES) 2021 do ESO nos dão uma ideia de quais seriam esses possíveis nós: os 362 Pontos de Suprimento de Rede (GSPs). A Figura 2 (abaixo) mostra a composição modelada da geração incorporada em cada GSP para o inverno de 2025/26, de acordo com o cenário Leading the Way. (Como detalhado aqui, Leading the Way é o cenário FES mais ambicioso – o “caminho mais rápido e crível para a descarbonização”.) Sobrepusemos a demanda média projetada (linha roxa).

• A capacidade solar incorporada domina esse cenário. Isso vai gerar muita energia durante o dia nos meses de verão, mas contribuirá pouco no inverno.
• Em 62% dos pontos GSP, a demanda no inverno deve superar a capacidade de geração incorporada.

Perfis de carga

Embora o cenário acima pareça muito positivo, com a geração superando a demanda em muitos desses GSPs, ainda precisamos considerar os fatores de carga. Para modelar o equilíbrio entre geração e demanda nesses GSPs de forma mais precisa, aplicamos os seguintes fatores de carga: 38% para eólica, 4% para solar e 60% para hidrelétrica e outras gerações (que provavelmente se assemelham à geração de carga base).

A Figura 3 (abaixo) mostra a geração incorporada média após considerar esses fatores de carga. Como acima, a demanda média projetada está sobreposta.

• Em 87% dos GSPs, a demanda supera a geração incorporada naquele nó. Isso fará com que esses nós sejam importadores líquidos, provavelmente a partir da geração conectada à transmissão.

O panorama atual do armazenamento de energia em baterias

Antes de aprofundarmos no que o armazenamento de energia em baterias poderia fazer sob um sistema de precificação nodal, vamos relembrar como ele opera atualmente, em nosso sistema nacional. A Figura 4 (abaixo) mostra a composição de receitas do armazenamento de energia em baterias para o 1º trimestre de 2022 (excluindo tarifas de uso do sistema).

• Serviços de resposta de frequência representam a maior parte das receitas.
• Há alguma operação de trading quando os mercados oferecem spreads suficientes para sair da resposta de frequência.
• O Mecanismo de Balanceamento oferece outra oportunidade de flexibilidade.
• Não está mostrado no gráfico acima, mas também existe uma (limitada) oportunidade de capitalizar a localização por meio das tarifas TNUoS. Detalhamos isso em nosso recente artigo sobre os Triads de 2021/22.

Quais são os requisitos locacionais atuais para serviços de resposta de frequência?

• Não há requisitos locacionais para agregação nos serviços legados (que estão sendo descontinuados). O FFR exige um mínimo de 1 MW por unidade, independentemente da localização.
• Os novos serviços dinâmicos – Dynamic Regulation (DR) e Dynamic Moderation (DM) – têm requisito locacional. Os ativos em DR e DM são (ou serão) agregados no nível do grupo GSP. É necessário um mínimo de 1 MW de disponibilidade por grupo GSP para participar do serviço.
• O Dynamic Containment tem um requisito locacional mais rígido – mínimo de 1 MW por GSP. No entanto, a NG ESO recentemente anunciou a intenção de transicionar o DC para 1 MW por grupo GSP, alinhando-o aos novos serviços dinâmicos. Isso removerá uma barreira de entrada para ativos menores participarem do serviço.

Como a precificação nodal pode afetar os requisitos de resposta de frequência?

Com a precificação nodal, imaginamos que a NG ESO – ou um possível Operador de Sistema Futuro – será responsável por manter a frequência do sistema em torno de 50 Hz. Mas como a precificação nodal afetaria os serviços auxiliares (e os sistemas de armazenamento de energia em baterias que os fornecem)?

A NG ESO está desenvolvendo uma ferramenta de mapeamento que permitirá identificar melhor a localização dos ativos. Isso, por sua vez, ajudará o centro de controle a gerenciar restrições de forma locacional. Com a precificação nodal, é possível que os mercados de resposta de frequência tenham requisitos diferentes em locais distintos, de acordo com a composição da geração e restrições de rede de cada parte da rede.

Outros fatores, como perda de carga ou inércia, também podem alterar os requisitos por nó. Por exemplo, Hinkley Point C traz consigo um potencial de 1800 MW de perda de carga – o que pode gerar grandes requisitos de Dynamic Containment. No entanto, pode haver pouca necessidade de Dynamic Regulation e Dynamic Moderation. Isso ocorre porque a inércia será alta, devido às grandes turbinas em operação.

Por outro lado, um nó com pouca geração síncrona, mas muita geração solar ou eólica, pode ter requisitos significativos para DR, já que a inércia seria bastante baixa. Mesmo sem risco significativo de perda de carga, um possível grande RoCoF – por exemplo, quando nuvens passam pela área – pode gerar uma necessidade relativamente grande de DM.

Como a precificação nodal pode afetar as oportunidades de mercado?

Com liquidação a cada 5 minutos e maior volatilidade de preços (já que os mercados passam a fazer mais do balanceamento), haveria mais oportunidades de arbitragem. Isso favorece a flexibilidade proporcionada pelo armazenamento de energia em baterias. Os despachos das baterias no mercado atacadista podem começar a se assemelhar a lances e ofertas no atual Mecanismo de Balanceamento.

Haverá um único mercado para negociar flexibilidade. Atualmente, temos mercados atacadistas horários, meia-hora, intradiários (potencialmente em várias bolsas) e o BM, além dos custos locacionais de rede. Com a precificação nodal, deve ser mais simples para os operadores navegarem em um único mercado unificado. No entanto, esse mercado único (potencialmente) oferecerá 362 preços diferentes.

Otimizando o armazenamento de energia em baterias sob precificação nodal

Na Parte Um, analisamos um nó de exemplo na rede escocesa. Ele possui uma restrição significativa de transmissão, e um parque eólico está produzindo em plena capacidade durante o pico da noite (ver figura 5, abaixo). Como é uma área rural, há pouca demanda.

Então, como o armazenamento de energia em baterias pode ajudar a aliviar essa restrição? Bem, de forma semelhante à otimização behind-the-meter. Nessa otimização, você pode ter: demanda de uma fábrica ou escritório, ou de carregamento de veículos elétricos; geração solar e/ou eólica; e uma conexão de importação e/ou exportação limitada.

A demanda e a geração do nó ajudam a moldar o preço nodal, como demonstrado na figura 5 (acima). Quando a demanda supera a oferta renovável, o preço é alto. Quando há excedente de geração, o preço é baixo (ou até negativo). Uma bateria pode ser otimizada em torno desse custo, respeitando as restrições de importação e exportação. Em certos momentos, isso pode significar minimizar importações da rede (por meio da descarga). Em outros, pode significar carregar a partir da geração local ou atuar para gerenciar as restrições do nó. Exploraremos esse cenário mais a fundo na Parte Três.

Na figura 6 (abaixo), vemos como uma bateria pode armazenar o excesso de geração eólica e depois descarregá-la para atender à demanda local ou exportar posteriormente para a rede fora daquele nó (atuando como uma espécie de interconector entre nós). O diagrama à direita mostra esse cenário.

Qualquer otimização para serviços auxiliares pode ocorrer por cima disso. A disponibilidade de uma bateria para carregar e descarregar – e, portanto, para serviços auxiliares – pode ser limitada pelas restrições de importação e exportação do nó.

Co-localização de armazenamento de energia em baterias e solar

Atualmente, co-localizar ativos de armazenamento com geração renovável (principalmente solar) traz poucos benefícios comerciais, além de dividir o custo da conexão compartilhada. As baterias em locais co-localizados costumam ser operadas de forma independente. Portanto, não há incentivo comercial real para instalar uma bateria próxima a uma usina solar.

Sob precificação nodal, haveria uma diferença significativa de preços entre dia e noite em áreas com grande capacidade solar. Isso criaria oportunidades de arbitragem para capturar esses spreads. Por sua vez, isso incentivaria a construção de ativos capazes de capturar essas diferenças (como sistemas de armazenamento em baterias). Esses spreads podem durar mais de 1 ou 2 horas, o que também fortaleceria o caso de negócio para armazenamento de maior duração.

Considerações finais

É impossível saber neste momento exatamente como a precificação nodal afetaria o armazenamento de energia em baterias na Grã-Bretanha, especialmente porque ainda não sabemos como esses nós serão. No entanto, temos uma ideia de como isso pode impactar os serviços de resposta de frequência, o comércio no atacado, a otimização e o caso de co-localização – como detalhado neste artigo.

Não deixe de conferir a Parte Três. Vamos modelar o que uma bateria pode fazer em um nó simulado ao longo de um dia.