Resumo Executivo
- Os sistemas de armazenamento de energia por bateria no CAISO receberam mais de US$ 12 milhões em pagamentos de Bid Cost Recovery (BCR) entre janeiro e agosto de 2024, proporcionando um aumento de 4% nas receitas do mercado atacadista.
- 98% dos pagamentos de BCR para baterias vieram do Mercado em Tempo Real, já que desvios dos cronogramas do Mercado do Dia Seguinte levaram a compensação por oportunidades de receita perdidas.
- O CAISO está endurecendo as regras do BCR para evitar lances estratégicos, introduzindo um mecanismo de preço proxy para limitar os pagamentos enquanto garante que as baterias recuperem custos de oportunidade legítimos.
Assinantes da Pesquisa da Modo Energy também descobrirão:
- Como as baterias aproveitaram os pagamentos de BCR para obter vantagem estratégica e por que algumas ganharam mais que outras.
- O que as novas regras de BCR do CAISO significam para os operadores de baterias, e como elas vão mudar o potencial de receita em 2025.
- Por que o BCR tem sido mais relevante para baterias do que para geradores tradicionais, e o que isso revela sobre a evolução do desenho de mercado do CAISO.
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Pagamentos de Bid Cost Recovery proporcionam às baterias um acréscimo de 4% nas receitas do mercado atacadista
Entre janeiro e agosto de 2024, sistemas de armazenamento de energia por bateria no CAISO receberam mais de US$ 12 milhões em pagamentos de Bid Cost Recovery (BCR).
Esses pagamentos proporcionaram, em média, um acréscimo de 4% nas receitas do mercado atacadista nos primeiros oito meses de 2024.
Para frente, é provável que essa contribuição diminua um pouco devido às recentes mudanças de políticas feitas pelo CAISO.
No entanto, o BCR ainda será uma parte relevante da composição de receitas das baterias no CAISO.
Afinal, o que é o Bid Cost Recovery e como exatamente as baterias de grande porte são impactadas por ele?
O que é Bid Cost Recovery?
O Bid Cost Recovery foi originalmente criado para garantir que geradores térmicos recebessem receitas suficientes do mercado atacadista para cobrir seus custos.
Isso é particularmente relevante quando um recurso é despachado por confiabilidade e os preços de mercado não cobrem seus custos operacionais.
O Bid Cost Recovery garante que recursos de geração recebam receitas que superem seus custos incorridos quando são despachados pelo operador do sistema por motivos de confiabilidade. Isso incentiva os participantes a ofertarem energia em valores alinhados aos seus custos operacionais.
Na ausência de pagamentos de BCR, os recursos provavelmente incluiriam um prêmio de risco em suas ofertas, elevando o custo total do sistema.
Por outro lado, pagamentos de BCR inflacionados podem indicar ineficiências no compromisso ou despacho das unidades.
Geradores se qualificam para pagamentos de BCR quando as receitas do mercado atacadista não cobrem seus custos em um determinado dia de operação. Esses custos incluem compromisso, partida, carga mínima, transição e custos de lances de energia.
O BCR, então, fornece 'pagamentos de compensação total' às unidades quando suas receitas não cobrem os custos.
O CAISO garante que recursos que oferecem flexibilidade de despacho possam recuperar seus custos de lance em um período de 24 horas. Essa garantia ajuda esses recursos a receberem pelo menos o valor de seus custos de oferta, ou mais, se despachados.
O sistema compensa custos e receitas de cada recurso ao longo de todas as horas do dia. Em seguida, calcula o Bid Cost Recovery separadamente para os mercados do Dia Seguinte e em Tempo Real para incentivar a participação em ambos. No entanto, recursos autoprogramados normalmente não se qualificam para essa garantia de compensação total.
Em 2024, os pagamentos de Bid Cost Recovery para todas as unidades geradoras no CAISO ficaram próximos de US$ 12 milhões por mês, em média. Recursos movidos a gás natural receberam 74% do total.
Baterias receberam o maior valor em pagamentos de Bid Cost Recovery entre todas as tecnologias não baseadas em gás natural
Na verdade, os pagamentos mensais de BCR para BESS no CAISO foram, em média, de US$ 1,5 milhão, ou US$ 190 por megawatt de capacidade instalada.
Os recursos BESS receberam uma fatia muito maior dos pagamentos de Bid Cost Recovery do que a parcela de energia que contribuíram para a rede em 2024.
Mas as baterias podem aumentar ou reduzir a potência quase instantaneamente. Além disso, conseguem passar de zero para uma potência diferente de zero, em vez de manter uma saída mínima constante para serem consideradas 'online'.
As baterias também não precisam de combustível. Seu principal custo está relacionado ao preço da energia utilizada para carregá-las.
Então, como as baterias conseguem receber pagamentos significativos de BCR mesmo sem custos de partida, parada, carga mínima ou transição?
Pagamentos de Bid Cost Recovery para baterias são baseados em custos de oportunidade
O BCR para sistemas de armazenamento de energia por bateria difere dos geradores térmicos, principalmente devido à natureza limitada pela duração das baterias.
Uma bateria não tem custos associados a combustível ou limitações como taxas de rampa ou tempos mínimos de ligação/desligamento. No entanto, ela só pode descarregar energia por um tempo limitado.
Como resultado, os 'custos operacionais' de uma bateria são baseados em seu custo de oportunidade sempre que ela é despachada para descarregar em um determinado intervalo operacional.
Isso significa que a oferta de uma bateria para fornecer energia não considera apenas o custo de carregar e descarregar, mas também seu custo de oportunidade percebido para ofertar – ou, em alguns casos, não conseguir ofertar – em intervalos futuros.
Despachos para descarregar uma bateria mais cedo no dia operacional às vezes impedem que ela capture oportunidades de receita de maior valor mais tarde no mesmo dia. É nesses casos que as baterias são compensadas pelo Bid Cost Recovery.
Normalmente, isso ocorre quando o despacho da bateria em Tempo Real difere substancialmente de suas obrigações do Dia Seguinte. Isso pode resultar na impossibilidade de cumprir essas obrigações e na perda de receitas de maior valor.
Vamos analisar um exemplo, usando uma bateria de 100 MW / 400 MWh que inicia o dia operacional com 350 MWh e uma série de obrigações do Dia Seguinte.
Uma bateria recebe premiações do Dia Seguinte e é despachada conforme esse cronograma no Mercado em Tempo Real ao começar o dia
Antes do dia operacional, a bateria recebe premiações para comprar e vender energia no Mercado do Dia Seguinte em várias horas da manhã e início da tarde.
Durante as horas iniciais do dia, das 0h às 16h, a bateria opera conforme esse cronograma do Dia Seguinte. O despacho em Tempo Real espelha suas obrigações do Dia Seguinte.
Como resultado, não há desvio do cronograma do Dia Seguinte no Mercado em Tempo Real. Ou seja, o despacho da bateria neste período não tem custo de lance associado.
No início da noite, a bateria é despachada para descarregar em Tempo Real, mesmo sem obrigação do Dia Seguinte
Das 17h às 19h, os preços em Tempo Real sobem acima dos preços do Dia Seguinte. Nesse cenário, a oferta da bateria é baixa o suficiente para que seja despachada em Tempo Real, ou seja, ela está se desviando do cronograma do Dia Seguinte.
Nessa situação, a bateria incorre em um custo de lance positivo, pois obtém receitas excedentes no Mercado em Tempo Real.
Além disso, esse despacho reduz o estado de carga da bateria para quase 0 MWh.
O custo de lance positivo aqui equivale ao tamanho do desvio do despacho em relação ao Mercado do Dia Seguinte, multiplicado pela oferta da bateria no Mercado em Tempo Real. Neste caso, o desvio é de 100 MW, pois a bateria é despachada para descarregar 100 MW, mesmo tendo obrigação de 0 MW no Dia Seguinte.
No mesmo período, a bateria oferta energia ao valor do preço do Mercado do Dia Seguinte, ou US$ 75/MWh entre 17h e 18h e US$ 90/MWh entre 18h e 19h.
Da mesma forma, as receitas em Tempo Real são calculadas multiplicando o tamanho do desvio em Tempo Real pelo preço marginal locacional em Tempo Real.
Neste exemplo, das 17h às 19h, a bateria incorre em custos de lance positivos de US$ 10.208 enquanto obtém receitas no Mercado em Tempo Real de US$ 15.505.
A bateria fica sem energia e não consegue cumprir sua obrigação do Dia Seguinte à noite, acumulando custo de lance negativo
Entre 19h e 20h, a bateria esgota seu estado de carga. Como resultado, não cumpre sua obrigação do Dia Seguinte de descarregar 100 MW durante essa hora.
Isso resulta em um 'buy-back', e as receitas da bateria em Tempo Real equivalem ao preço marginal locacional em Tempo Real multiplicado pelo desvio em MW em relação à obrigação do Dia Seguinte. Neste caso, com os preços em Tempo Real subindo, isso resulta em receitas de -US$ 15.327 durante a hora.
Além disso, usando o mesmo cálculo do custo de lance anterior, a bateria acumula um custo de lance negativo de -US$ 1.766.
Ao longo do dia operacional, receitas e custos de lance em Tempo Real se acumulam.
Neste exemplo, as receitas e custos de lance acumulados resultam em uma perda percebida, já que os custos de lance superam as receitas. Ou seja, a diferença entre custos de lance acumulados (US$ 8.442) e receitas acumuladas em Tempo Real (US$ 178) é positiva, resultando em um pagamento de Bid Cost Recovery de US$ 8.263.
Assim, a bateria recebe compensação por seu despacho prematuro e pelo pico nos preços em Tempo Real mais tarde no dia. Ela recebe pagamentos de BCR como um acréscimo às receitas do Dia Seguinte e em Tempo Real.
Isso porque teria cumprido sua obrigação do Dia Seguinte se não tivesse sido despachada mais cedo.
Desvios das obrigações do Dia Seguinte são tratados de forma diferente para geração térmica e baterias
Se um gerador térmico não cumprir seu compromisso do Dia Seguinte devido à falta de combustível, o CAISO reduz a classificação da unidade para a indisponibilidade. Isso torna o gerador inelegível ao Bid Cost Recovery.
No entanto, como visto no exemplo, se uma bateria não consegue cumprir seu cronograma do Dia Seguinte por falta de estado de carga, o operador pode ajustar o despacho para corresponder ao estado de carga vinculante. Esse despacho ajustado pode envolver recompra ou revenda de energia. Apesar da limitação física da bateria, ela é elegível para o Bid Cost Recovery.
Se um operador de bateria antecipar que sua receita líquida será igual ou superior ao ganho de cumprir o cronograma do Dia Seguinte, pode ofertar a um custo menor nas horas anteriores para receber despacho antecipado.
Isso pode gerar ineficiências de mercado e resultar em recursos indisponíveis durante as horas de operação mais críticas, quando carga líquida – e preços – atingem o pico.
De janeiro a agosto de 2024, BESS no CAISO obtiveram em média 4% de suas receitas via pagamentos de BCR
98% dos US$ 12 milhões pagos aos BESS via BCR vieram do Mercado em Tempo Real, incluindo tanto o Mercado de 15 minutos quanto o Mercado de Despacho em Tempo Real.
Já os pagamentos de Bid Cost Recovery associados ao Mercado do Dia Seguinte ficaram próximos de zero.
No Mercado do Dia Seguinte, as baterias enfrentam menos restrições operacionais que resultem em programação fora da ordem de mérito, devido ao horizonte de otimização de 24 horas desse mercado.
O Mercado em Tempo Real só consegue otimizar em intervalos limitados de cinco ou quinze minutos.
Como visto no exemplo, isso pode resultar em decisões de despacho que afetam o estado de carga da bateria em intervalos além do horizonte de otimização do Mercado em Tempo Real. Isso pode levar à impossibilidade de cumprir o cronograma do Dia Seguinte, gerando uma recompra – e, em seguida, um pagamento de Bid Cost Recovery – para compensar qualquer déficit de receita.
Como o CAISO está mudando o mecanismo de BCR?
O desenho inicial do Bid Cost Recovery gerou preocupações de que as baterias poderiam ofertar de forma estratégica para inflar os pagamentos. Isso também significa que frequentemente deixariam de cumprir cronogramas do Dia Seguinte.
Por isso, o CAISO está implementando mudanças nos protocolos para mitigar essas consequências não intencionais. Em essência, serão revistas as regras do Bid Cost Recovery aplicáveis a recursos de armazenamento em todos os intervalos em Tempo Real.
Com a recente aceitação pela FERC, a tarifa do CAISO agora usará um valor proxy para determinar o custo de lance em Tempo Real, em vez de usar o preço real da oferta da bateria. O valor proxy será o menor entre:
- A oferta real de energia do recurso no intervalo do Mercado em Tempo Real, ou
- O maior entre três valores
- O preço marginal locacional do Dia Seguinte do recurso (LMP)
- O lance padrão de energia no Mercado em Tempo Real
- O LMP do Mercado em Tempo Real para aquele intervalo
Com essas mudanças, o CAISO busca limitar oportunidades de manipulação de mercado, mas ainda permitir que recursos de armazenamento recuperem custos de oportunidade legítimos.
