Nos últimos meses, temos observado preços extremamente voláteis em Dynamic Containment (DC). Essa volatilidade tem sido impulsionada pelos requisitos de volume em constante mudança do National Grid ESO, e pelos tetos de preço dinâmicos (ou elásticos) nas curvas de compra do DC. Neste artigo, exploramos os fatores que estão por trás dessas mudanças nos tetos de preço e nos requisitos de volume.
Aviso de spoiler: os tetos de preço são definidos pelo custo alternativo das ações (neste caso, MFR). As curvas de demanda elástica são determinadas pela maior perda de entrada/saída do sistema (que, por sua vez, é influenciada por fatores como inércia, geração renovável e atividade dos interconectores).
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O que está moldando esses tetos de preço?
A principal consideração do ESO ao definir os tetos de preço do Dynamic Containment é o custo das ações alternativas. Isso se refere ao custo estimado para adquirir o mesmo nível de resposta de frequência de outra fonte. Nesse caso, a alternativa é o Mandatory Frequency Response (MFR). O MFR é o serviço de resposta de frequência em tempo real fornecido por grandes geradores conectados à transmissão. Para saber mais sobre o MFR, confira nosso explicativo.
Custo alternativo das ações
Os tetos de preço no Dynamic Containment, Dynamic Moderation (DM) e Dynamic Regulation (DR) são baseados no valor que o National Grid ESO acredita que pagaria para obter o mesmo nível de resposta de frequência via MFR. (Por que o ESO precisa adquirir MFR? Veja nosso artigo recente, que explica por que o MFR ainda faz parte das ferramentas do ESO.)
O ESO publicou recentemente suas 'taxas de conversão'. Esses são fatores usados para converter o volume de MFR necessário para compensar seus serviços de resposta de frequência dinâmica. Os custos das ações alternativas são então baseados nessas taxas. Você pode ver as taxas de conversão na tabela 1 (abaixo).
Um dos fatores que influencia essas taxas de conversão é a velocidade de resposta exigida para cada serviço. Geralmente, quanto mais rápido o tempo de resposta necessário, mais MFR é preciso para compensar. O DM é mais rápido que o DR (0,5-1 segundo vs. 2-10 segundos de tempo de resposta), então as taxas de conversão são maiores para DM. A taxa para DCL varia de acordo com as condições do sistema, como a inércia.
Esses números também mostram como o MFR é menos eficiente em comparação aos serviços dinâmicos. Por exemplo, o ESO teria que adquirir mais de três vezes o volume em MFR para compensar uma falta em DMH.
O que determina o custo do MFR?
O MFR não possui um valor simples em £/MW/h que os ativos recebem por fornecê-lo. Em vez disso, é composto por quatro componentes:
- Custo de manutenção da resposta.
- Custos de posicionamento.
- Reserva para custos de resposta.
- Custos de energia para resposta.
(Esses componentes são explicados com mais detalhes em nosso explicativo.)
O ESO projeta os custos de cada um desses quatro elementos, com um dia de antecedência para cada bloco EFA, para definir os tetos de preço. Eles dependem individualmente de preços em outros mercados (como no Balancing Mechanism), do tamanho previsto da necessidade, do número e volume de ativos disponíveis, do preço da energia, da frequência histórica e de dados de preços futuros.
Todos esses fatores mudam diariamente ou de bloco EFA para bloco EFA, dependendo das condições do sistema e do mercado. Por isso, as curvas de compra mudam diariamente e por bloco EFA. A Figura 1 (abaixo) mostra as curvas de compra ao longo de um dia em julho de 2022. Menor volume é necessário, mas há um preço mais alto disponível para o EFA 5 (15:00) do que para o EFA 2 (03:00), que tem volumes maiores, mas preços mais baixos.
O que está impulsionando os requisitos de volume do Dynamic Containment?
Um dos fatores que afeta os preços do DC é a quantidade de resposta que o ESO exige. Assim como em qualquer mercado, a oferta e a demanda determinam como o mercado se comporta — ou seja, maior demanda por DC eleva os preços, e o contrário também é verdadeiro. Mas o que, exatamente, está moldando esses requisitos de serviço?
Dynamic Containment de baixa frequência (DCL)
Os requisitos de volume do DCL dependem da maior perda de geração no sistema a qualquer momento — também conhecida como 'maior perda de entrada'. Isso pode ser um interconector importador ou uma grande unidade geradora que para subitamente.
Os efeitos da inércia
A perda de entrada também está frequentemente ligada à inércia. Inércia refere-se à energia cinética 'armazenada' nas partes giratórias dos geradores. Para citar o ESO, “se houver uma mudança repentina na frequência do sistema, essas partes continuarão girando — mesmo que o gerador tenha perdido energia — e vão retardar essa mudança (o que chamamos de taxa de variação da frequência). A inércia funciona como os amortecedores da suspensão do seu carro, que suavizam o impacto de um buraco na estrada e mantêm o carro estável e em movimento.” Em momentos de baixa inércia, quando a frequência pode ser bastante volátil, a necessidade de DCL geralmente é maior. Podemos ver isso na figura 2 (abaixo).
Da mesma forma, quando há muita energia renovável no sistema — geração que não contribui para a inércia — vemos uma correlação positiva entre os volumes de DCL e a porcentagem de geração renovável na rede (figura 3, abaixo).
Como isso afeta as curvas de compra?
Isso também se reflete nos volumes máximos dados pelas curvas de compra do DCL — ou seja, o volume máximo que o ESO está disposto a adquirir em cada bloco EFA. A Figura 4 (abaixo) mostra a distribuição desses volumes, extraídos das curvas de compra, de abril a junho de 2022, para cada bloco EFA e para cada mês.
- A distribuição dos volumes é mostrada para cada bloco EFA e para cada mês.
- Por exemplo, no bloco EFA 4 durante junho, o volume máximo é quase 2000 MW e o mínimo é cerca de 325 MW. Na maior parte do tempo, os volumes ficam entre 750 e 1250 MW.
- À medida que nos aproximamos dos meses de verão, os volumes geralmente aumentam, devido à queda da inércia.
- Há uma dispersão significativa nos volumes-alvo de aquisição, especialmente durante os blocos EFA do meio do dia, quando a geração solar está ativa.
- Possíveis perdas de geração distribuída devido a grandes eventos de Taxa de Variação de Frequência (RoCoF) determinam se o ESO precisa comprar mais ou menos DCL nesses momentos.
- Quando a inércia é menor, há mais chance de ocorrer um 'evento' de RoCoF. Isso é um desligamento automático de muita geração distribuída devido às configurações de proteção de Perda de Rede. Isso faz a frequência cair ainda mais, então o ESO adquire mais DCL para combater isso.
Dynamic Containment de alta frequência (DCH)
Os requisitos de volume do DCH também são determinados pela inércia. Eles também dependem da maior perda de saída (em vez de entrada). A perda de saída refere-se à unidade com a maior demanda em determinado momento — por exemplo, um interconector exportador.
Os efeitos da atividade dos interconectores
Há uma forte correlação entre as metas de aquisição de DCH e a demanda dos interconectores. A Figura 5 (abaixo) mostra os volumes médios de DCH e a maior demanda dos interconectores (média de períodos de três dias) desde janeiro de 2022. A linha vermelha pontilhada representa a linha de tendência. Ela mostra que, quando os interconectores estão exportando mais energia, os requisitos de DCH geralmente são maiores.
Desde abril, os interconectores do Reino Unido têm exportado energia na maior parte do tempo (quando normalmente estariam importando). Isso significa que representam uma fonte maior de demanda na rede do que o usual. Se um deles desligar enquanto exporta uma quantidade significativa de energia (como 1 GW), poderíamos ver um evento significativo de alta frequência. Mas por que isso está acontecendo? O motivo dos interconectores estarem exportando, quando normalmente importariam, é que os preços de energia estão mais altos na França do que no Reino Unido. Isso se deve à manutenção de usinas nucleares francesas e à crise do gás. (Para saber mais sobre como funcionam os interconectores, confira nosso vídeo da Energy Academy.)
No mesmo período, a inércia tem diminuído, devido ao impacto sazonal da geração renovável. Tudo isso levou o ESO a aumentar seus volumes de compra de DCH.
Como isso afeta as curvas de compra?
Os requisitos de volume do DCH não apresentam a mesma relação com as perdas de geração distribuída que vemos nos requisitos de DCL. Isso porque essas perdas levam a uma queda de frequência, e não a um desvio de alta frequência. O desligamento de geração distribuída devido a um grande evento de RoCoF representa uma perda de geração, não de demanda. A Figura 6 (abaixo) mostra as tendências dos volumes máximos das curvas de compra de DCH, de forma semelhante ao que mostramos para DCL na figura 4.
- Novamente, a distribuição dos volumes é mostrada para cada bloco EFA e para cada mês.
- Por exemplo, no bloco EFA 1 durante junho, o volume máximo é 900 MW e o mínimo é 400 MW. Na maior parte do tempo, os volumes ficam em torno de 800 MW.
- Não há os mesmos padrões de metas de aquisição mais altas durante o meio do dia que vemos nas ordens de compra de DCL, pois eventos de RoCoF não impactam a alta frequência como impactam a baixa frequência.
- Os volumes disponíveis de DCH são geralmente maiores durante a noite, nos blocos EFA 1 e 2, quando a demanda é mais baixa.
- Assim como nos volumes de DCL, os volumes de DCH aumentaram de abril a junho. A inércia geralmente diminui à medida que avançamos para os meses de verão.
Principais conclusões
As receitas de Dynamic Containment têm sido extremamente voláteis desde que o ESO adaptou seu modelo de leilão para incluir tetos de preço variáveis e curvas de demanda elástica.
- O principal fator que determina esses tetos de preço é o custo alternativo das ações.
- Isso se baseia principalmente no custo presumido do outro serviço de resposta de frequência: o MFR.
- Os custos do MFR são determinados por fatores como condições do sistema, preços de energia para o dia seguinte e as taxas das unidades que fornecem o MFR.
- A taxa de conversão para transformar os custos do MFR em tetos de preço do DC foi publicada recentemente pelo ESO.
Quanto às curvas de demanda elástica:
- As curvas de demanda elástica podem ser explicadas considerando as maiores perdas de geração e/ou demanda no sistema.
- Essas perdas são influenciadas pela inércia e pela porcentagem da demanda atendida por geração renovável.
- Por esses motivos, continuaremos a ver grandes volumes de DCL e DCH sendo adquiridos ao longo dos meses de verão, acompanhando as condições sazonais.
- Os volumes de DCH serão maiores do que o habitual, devido aos interconectores do Reino Unido estarem exportando energia para o continente com mais frequência.
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