Resumo Executivo:
- Os preços da energia quase foram reduzidos pela metade em 2024 – os preços do mercado em tempo real caíram 46% e os preços do mercado do dia anterior caíram 49% em relação ao ano anterior, devido ao clima mais ameno, demanda estável e aumento da capacidade solar e de armazenamento.
- Os spreads Top-Bottom de uma hora (TB1) tiveram média de $98/MWh – uma queda de 61% em relação a 2023. No entanto, dois grandes picos de preço em maio e agosto ofereceram oportunidades lucrativas, porém de curta duração.
- Condições de congestionamento nos níveis zonal e nodal moldaram a dinâmica dos preços. As oportunidades de arbitragem de energia foram consistentemente mais fortes na Zona de Carga Oeste.
Assinantes do Modo Energy Research também descobrirão:
- O que motivou a queda nos preços da energia e dos serviços ancilares no ERCOT em 2024,
- Como evoluíram os retornos decrescentes entre os valores dos spreads top-and-bottom de uma, duas e quatro horas,
- Como os padrões diários de preços de energia do ERCOT mudaram ao longo dos anos e o que está impulsionando a dinâmica mais recente do mercado
- Onde estão as maiores relações risco-retorno para operadores de armazenamento nos spreads nodais do ERCOT
De 2023 para 2024, os preços da energia no ERCOT quase foram reduzidos pela metade – com os preços de Tempo Real caindo 46% e os preços do Dia Anterior caindo 49% (em média).
Os preços de Tempo Real em todo o sistema, representados pelo ERCOT Bus Average Hub, caíram de uma média anual de $48/MWh em 2023 para $26/MWh em 2024. E os preços do mercado do Dia Anterior caíram de $55/MWh para $28/MWh.
Os preços de Tempo Real estiveram alinhados com as tendências do Dia Anterior, negociando com um desconto médio de 5% ao longo de 2024. No entanto, sob certas condições, os preços de Tempo Real divergiram e apresentaram mais volatilidade – especialmente durante períodos de oferta limitada ou rápidas flutuações na demanda e oferta.
De modo geral, os preços em 2024 foram significativamente menos voláteis do que nos dois anos anteriores. Isso naturalmente reduziu as oportunidades de arbitragem de energia para operadores de baterias.
A variação dos preços zonais aponta para padrões de congestionamento entre zonas
Os preços locacionais refletem as restrições de transmissão que surgem ao transportar energia por longas distâncias.
O gráfico abaixo compara as médias diárias dos preços de Energia em Tempo Real – por hub de preço – com o hub médio do ERCOT, destacando as diferenças locacionais.
Uma análise das médias diárias dos preços de Energia em Tempo Real sugere que as regiões Oeste e Panhandle se desviaram mais da média do sistema. Isso é resultado de maior congestionamento nessas áreas, impulsionado por demanda relativamente baixa e alta penetração de geração eólica e solar.
Os preços no Oeste se desviaram mais durante as horas do nascer do sol (6-7h) e do pôr do sol (por volta das 19h).
Os preços na zona Oeste superaram a média do sistema durante as horas em que o sol estava baixo. Nesses horários fora de pico, a demanda industrial local – principalmente do setor de petróleo e gás – frequentemente faz com que partes do Oeste do Texas precisem importar energia para atender à demanda.
Essa demanda tende a manter um valor mais consistente ao longo do dia, em vez de seguir um padrão residencial típico. Como resultado, o congestionamento frequentemente surge ao importar energia para atender essa demanda quando o sol está baixo. À noite, a geração solar local está offline e não pode contribuir, elevando os preços na região.
Por outro lado, os preços no Oeste do Texas foram mais baixos do que o Hub entre 9h e 16h. Isso se deve ao aumento de oferta à medida que o sol nasce e a geração solar começa a produzir energia.
Os preços de Tempo Real na região Panhandle foram consistentemente mais baixos do que em outras zonas, com alta geração eólica criando oferta abundante. A região também registrou mais horas com preços negativos de energia. Isso foi impulsionado por excesso localizado de oferta e capacidade de transmissão insuficiente para levar o excedente de energia para áreas de maior demanda.
Os picos diários de preço do ERCOT agora ocorrem após o pôr do sol
Os formatos médios diários de preço em 2024 geralmente seguiram dois padrões distintos. Os meses mais quentes do 2º e 3º trimestres apresentaram um único pico mais acentuado à noite. No 1º e 4º trimestres, ondas ocasionais de frio contribuíram para uma estrutura de duplo pico, com preços máximos pela manhã antes do nascer do sol e à noite após o pôr do sol.
1º trimestre: O primeiro trimestre apresentou uma estrutura de duplo pico, com aumentos moderados pela manhã (7h) e à noite (18h). O clima frio elevou a demanda por aquecimento, impulsionando preços mais altos nas primeiras horas antes do nascer do sol. No entanto, em comparação com anos anteriores, a magnitude desses picos foi menor, refletindo condições de inverno mais amenas.
2º trimestre: O impacto crescente da capacidade solar ficou evidente. Os preços do meio-dia foram suprimidos devido à alta geração solar. Porém, com a queda acentuada da produção solar à noite (20h), os preços dispararam à medida que a geração térmica e o armazenamento por baterias aumentaram para atender à demanda.
3º trimestre: A volatilidade impulsionada pelo pôr do sol se manteve. A demanda de verão atingiu o pico no final da tarde, seguida por uma queda na geração solar. Os preços da noite aumentaram (18h–20h) à medida que o sistema passou a depender de recursos térmicos e baterias para cobrir a carga líquida.
4º trimestre: Este trimestre voltou à estrutura de duplo pico. Os preços matinais (7h) subiram com a demanda de aquecimento durante períodos ocasionais de frio no Texas. Por outro lado, os picos noturnos permaneceram, mas foram menos extremos do que nos 2º e 3º trimestres, já que a demanda foi geralmente mais baixa.
De modo geral, os preços de 2024 continuaram suprimidos em relação a 2023. Padrões climáticos mais amenos resultaram em crescimento mínimo – e, por vezes, queda – da demanda em relação a 2023. Isso foi acompanhado pelo crescimento acelerado da geração solar e dos sistemas de armazenamento por baterias.
Você pode ler mais sobre a evolução dessas tendências – e seu impacto nas receitas de armazenamento por baterias – em nosso artigo sobre principais tendências que impulsionam as receitas de BESS em 2024.
Spreads top-bottom maiores significam maiores oportunidades de receita
O spread top-bottom (TBx) mede a diferença entre os ‘x’ maiores e menores preços horários dentro de um dia. A métrica TB serve como referência útil para estimar a receita potencial de arbitragem de energia que uma bateria poderia alcançar em condições ideais de negociação e previsão perfeita.
Os sistemas de armazenamento por baterias, que atuam tanto como consumidores – ao carregar – quanto como geradores – ao descarregar – obtêm receitas arbitrando esses spreads.
Assim, spreads de preço maiores = maiores oportunidades de receita.
Em 2024, o spread top-bottom de uma hora (TB1) nos preços de Tempo Real teve média de $98/MWh, marcando uma redução de 61% em relação ao ano anterior.
Dois grandes picos de preço, em 8 de maio e 20 de agosto, elevaram os spreads TB1 para acima de $3.000/MWh. Operadores de baterias que aproveitaram isso poderiam ter obtido receitas de tempo real até 30 vezes superiores à média de 2024.
Os spreads TB de 2024 foram significativamente menores em comparação aos dois anos anteriores
Os spreads de preço de Tempo Real se estreitaram em 2024, já que eventos inesperados de volatilidade e escassez foram menos frequentes. Padrões climáticos mais amenos, maior capacidade solar e de armazenamento, crescimento estável da carga e queda nos preços do gás natural contribuíram para a mudança na dinâmica dos TB.
Embora os spreads TB tenham permanecido contidos na maior parte de 2024, houve anomalias durante períodos de alta demanda ou clima extremo, que criaram oportunidades de arbitragem de curta duração, porém lucrativas, para o armazenamento por baterias.
Spreads Top-Bottom (TB1, TB2, TB3 e TB4) mostram retornos decrescentes claros a cada hora adicional de arbitragem
O TB1 captura consistentemente as oportunidades mais lucrativas, pois foca na maior volatilidade diária de preços.
Cada hora adicional agrega menos valor incremental.
Isso significa que baterias de maior duração verão retornos incrementais decrescentes para cada hora adicional de spread capturada em um dia de operação. Para esses sistemas de longa duração, os ganhos reduzidos de arbitragem provavelmente não justificam o investimento adicional em capital.
Boom solar e de armazenamento, junto ao crescimento estável da demanda, levaram à mudança nas horas de pico de preço
Em 2022, os preços atingiam picos à tarde, por volta das 16h, coincidindo com o pico de carga. Porém, em 2023, os picos de preço passaram para o início da noite, coincidindo com o pôr do sol por volta das 19h.
Essa tendência continuou em 2024, com os preços de pico ocorrendo quase exclusivamente durante as horas de pico líquido de carga. Isso ocorre quando a geração solar diminui enquanto a demanda permanece relativamente alta.
Essa mudança pode ser atribuída ao aumento da capacidade e geração solar no ERCOT.
Além disso, os preços médios diários de pico em 2024 foram 2,6 vezes menores do que em 2023. Isso se deveu em grande parte à contribuição adicional da capacidade de armazenamento por baterias participando dos mercados de Energia.
Em 2024, os preços dos Serviços Ancilares atingiram o menor nível desde a entrada das baterias no mercado
Os preços caíram para apenas um terço do nível de 2023, passando de $21,8/MWh em 2023 para $7,03/MWh em 2024 (média anual ponderada por volume).
Dois fatores principais impulsionaram essa queda.
- Baixa volatilidade do mercado de energia: os preços dos Serviços Ancilares estão intrinsecamente ligados ao valor do mercado de Energia. Se os recursos conseguem obter mais receita produzindo Energia, isso aumenta o valor dos Serviços Ancilares. Com preços de Energia mais baixos em 2024, os Serviços Ancilares seguiram a mesma tendência.
- Aumento da participação das baterias: com mais capacidade de baterias sendo ofertada nos mercados de Serviços Ancilares, a concorrência para receber contratos aumenta.
As baterias agora fornecem consistentemente mais de 50% de toda a responsabilidade de Serviços Ancilares. Nos serviços de Regulação e RRS, esse número chega a quase 90%. Com mais baterias operacionais e aptas a ofertar esses serviços, a capacidade é ofertada a preços mais baixos para garantir contratos, o que, por sua vez, pressiona os preços para baixo.
Com a queda dos preços dos Serviços Ancilares, operadores de baterias estão direcionando cada vez mais seu foco para a arbitragem de Energia.
Spreads de preço entre nós no ERCOT destacam relações risco-retorno
Em 2024, existem cerca de 17.000 nós no ERCOT. Aproximadamente 900 deles são considerados ‘pontos de liquidação’, com base na presença de um recurso operacional de geração ou carga naquele local.
Em geral, os Preços Marginais Locacionais só variam substancialmente entre pontos de liquidação, enquanto barramentos elétricos individuais frequentemente apresentam resultados de preços semelhantes aos pontos de liquidação próximos. Isso ocorre porque há pouca diferença elétrica entre eles, o que reduz as variações nos LMPs nesse barramento específico.
Pontos de liquidação com médias anuais de spreads mais altas tendem a experimentar maiores flutuações nos spreads mensais. Assim, embora certos nós ofereçam alto potencial de receita com arbitragem, também estão sujeitos a maior variabilidade de preços.
Para operadores e traders de armazenamento de energia, a diversidade de spreads significa que nós de maior rendimento vêm acompanhados de certo grau de imprevisibilidade. Os nós mais lucrativos tendem a gerar retornos excepcionais em meses pontuais, em vez de apresentar desempenho consistente ao longo do ano.
Os nós ideais são aqueles que apresentam oportunidades de spread de arbitragem de Energia de forma mais consistente, em vez de grandes picos isolados – e, portanto, menor variabilidade mês a mês ou dia a dia.
Esses nós tendem a manter oportunidades de spread persistentes ano após ano, pois há menor probabilidade de novos desenvolvimentos, como linhas de transmissão ou condições variadas do sistema, resolverem a causa subjacente dos spreads elevados naquela área.
Ao longo do ano, começam a surgir agrupamentos que destacam esses variados resultados de mercado.
- Spread moderado, variabilidade moderada: a maioria dos nós se enquadra nessa categoria, oferecendo potencial de receita estável, porém menor, entre $80 - $120/MWh. Isso está geralmente em linha com a média do sistema.
- Spread alto, baixa variabilidade: esses nós oferecem retornos elevados com volatilidade moderada ou baixa. Isso é ideal para consistência ano a ano e previsibilidade de oportunidades.
- Spread alto, alta variabilidade: são nós mais arriscados, com potencial de ganhos excepcionais, mas impulsionados por oscilações extremas de preço devido a incidentes isolados de congestionamento de transmissão.
Oportunidades de arbitragem de energia foram consistentemente mais fortes na Zona de Carga Oeste
Em 2024, os nós no Oeste do Texas apresentaram spreads médios anuais persistentemente mais altos e mantiveram uma faixa relativamente consistente de spreads mensais.
Isso sugere que os nós do Oeste do Texas sustentaram spreads elevados ao longo do ano, devido a problemas inerentes de congestionamento e limitações de transmissão.
Nós nas zonas Norte e Houston apresentaram menor variabilidade de spreads, mas também spreads médios mais baixos. Esses nós estão concentrados em spreads anuais menores, com faixas mensais mais estreitas. Os preços nessas regiões são muito menos impactados por problemas locais de congestionamento e, por isso, tendem a se assemelhar mais aos preços do restante do sistema.
Os nós na Zona de Carga Sul são extremamente dispersos. Problemas localizados de congestionamento no Vale do Rio Grande fazem com que alguns nós apresentem preços e spreads extremamente altos em certos meses. Em outros meses, esses nós tiveram spreads entre os mais baixos de todo o sistema. Isso contribuiu para maior variabilidade entre os maiores e menores spreads médios mensais, além de spreads médios gerais mais baixos.
Preços médios mais altos resultam em spreads maiores de arbitragem de Energia
Nas Zonas de Carga Sul e Oeste, os nós variam significativamente dentro de cada região em termos de oportunidades de arbitragem de Energia.
Essas regiões abrangem grandes áreas com alta geração eólica e solar. Em partes de cada zona, a demanda também é mínima. Esses fatores resultam em mais problemas de congestionamento no Sul e Oeste do Texas do que nas zonas Norte ou Houston.
Muitos dos nós de alto spread e alto preço na Zona de Carga Oeste ficam no extremo Oeste do Texas.
A demanda industrial consistente e crescente do setor de petróleo e gás da Bacia do Permiano cria a necessidade de energia 24 horas por dia na região, o que contribui para a pressão sobre o sistema de transmissão local. Quando a geração solar local não pode contribuir para atender essa demanda, os preços na área geralmente sobem em relação ao restante do sistema.
Além disso, os preços no Oeste do Texas tendem a ser dos mais baixos durante o meio do dia, quando a geração solar está no auge. Isso aumenta ainda mais o tamanho do spread para muitos desses nós.
Alguns nós do Sul do Texas apresentam preços suprimidos devido à sobregeração eólica e solar, o que leva à restrição da produção e a preços mínimos diários baixos. Nós com predominância de vento tendem a experimentar preços mínimos menores, criando spreads mais amplos.
Nós nas zonas Norte e Houston estão, em sua maioria, no espectro de spreads baixos e preços médios baixos. Essas regiões são menos impactadas por congestionamento. A geração geralmente está mais próxima da demanda, enquanto a rede de transmissão é, em geral, mais robusta.
Como os preços da energia podem evoluir no futuro?
A demanda no ERCOT deve crescer substancialmente nos próximos anos. De fato, o Relatório de Capacidade, Demanda e Reservas recentemente divulgado pelo ERCOT indica que uma estimativa conservadora de crescimento da demanda de pico até 2030 seria de cerca de 15-20%.
A energia no ERCOT é geralmente barata em relação a outros mercados atacadistas dos Estados Unidos. Por isso, clientes industriais como data centers continuam interessados na região. Enquanto isso, a presença de grandes reservas de xisto no extremo Oeste do Texas significa que, à medida que o desenvolvimento de transmissão avança, a demanda por energia continuará crescendo na área, juntamente com as operações da indústria de petróleo e gás.
Em última análise, isso significa que a volatilidade deve retornar ao ERCOT em algum momento nos próximos anos.
Sempre haverá uma dinâmica de equilíbrio. A expansão contínua da geração solar e do armazenamento por baterias pode fazer com que a oferta supere o crescimento da demanda no curto prazo. No entanto, em anos de clima mais extremo, como 2022 e 2023, quando a demanda também cresce rapidamente, a volatilidade – e, portanto, spreads maiores de preços de Energia – retornará.
