Os preços de liquidação em tempo real na ERCOT atingiram o pico de US$ 561/MWh em 23 de agosto e US$ 781/MWh em 26 de agosto. Em ambas as noites, os preços no Mercado em Tempo Real (RTM) permaneceram na faixa das centenas de dólares por várias horas.

No entanto, em ambos os dias, o Mercado do Dia Seguinte (DAM) nunca ultrapassou US$ 100/MWh.

Assim, o RTM ficou acima do DAM em quase todos os intervalos nos dois dias, superando em centenas de dólares durante o pico da noite.

As duas noites tiveram um cenário semelhante:

• mais capacidade térmica fora de operação do que o esperado para o pico do verão,
• vento abaixo da previsão do dia anterior,
• e BESS com pouca energia antes da hora de maior preço.

Algumas diferenças importantes entre os dois dias foram:

• um aumento nas indisponibilidades de geração térmica entre o fechamento do DAM e as operações do RTM no dia 23,
• um erro maior na previsão de vento no dia 23, mas geração eólica geral mais baixa no dia 26,
• e forte congestionamento de transmissão causando separação de preços entre zonas no dia 26.

Principais pontos

• Os preços do RTM atingiram US$ 561/MWh em 23 de agosto e US$ 781/MWh em 26 de agosto, ambos após o pico de descarga do BESS.
• As indisponibilidades térmicas foram elevadas nos dois dias, com média de 10,8 GW na noite do dia 23 e 8,7 GW no dia 26, diante de uma expectativa para agosto de 8,5 GW (percentil 90).
• O dia 23 agravou-se no final: as indisponibilidades térmicas subiram 2,9 GW após o fechamento do DAM, e o vento ficou 41,8% abaixo da previsão na hora de pico.
• O dia 26 começou deficitário: o vento caiu abaixo de 2 GW ao meio-dia, o pico de carga líquida chegou a 74,6 GW e as baterias já haviam descarregado 9,9 GWh antes do meio-dia, frente a uma média de 2,4 GWh.
• O congestionamento atingiu uma parte muito maior do sistema no dia 26. 480 de 1.047 nós ficaram US$ 50/MWh acima do hub, contra 65 no dia 23.

O que foi consistente nos dois dias

As indisponibilidades térmicas estavam altas antes do início de ambas as noites. A capacidade despachável fora de operação teve média de 10,8 GW no dia 23 e 8,7 GW no dia 26. A expectativa da ERCOT para agosto é de 8,5 GW, segundo o Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA).

O vento ficou abaixo da previsão nos dois dias, entregando mais de 2,5 GW a menos do que o previsto no fechamento do DAM durante o pico da noite.

A previsão de demanda do DAM foi quase exata, mas próxima de recorde histórico em ambos os dias, evidenciando o crescimento da carga na rede ERCOT no último ano.

Ambos os dias atingiram cerca de 90 GW, em linha com o restante daquela semana.

Essa combinação de fatores resultou em preços elevados em tempo real, e essa volatilidade levou a uma descarga de BESS acima da média no início da noite.

Em ambos os dias, o pico de preço do RTM ocorreu após o pico de descarga do BESS. A descarga atingiu o máximo às 19:50 do dia 23, mas os preços só chegaram ao topo às 21:00. No dia 26, a descarga atingiu o pico às 20:05 e os preços às 22:15.

À medida que o estado de carga diminuía durante a noite, o despacho econômico avançava na pilha de ofertas.

O que foi exclusivo do dia 23 de agosto

As indisponibilidades passaram de altas para extremas. No fechamento do DAM, esperava-se 7.958 MW de capacidade despachável fora de operação para a noite do dia 23. No tempo real, esse valor subiu para um pico de 11.003 MW.

Esses 2,9 GW extras não foram precificados no DAM. Isso também deixou a noite a apenas 700 MW do pior cenário modelado pela ERCOT, de 11,7 GW de indisponibilidades térmicas.

A geração eólica também ficou substancialmente abaixo da previsão no fechamento do DAM. Às 20:00, quando a carga líquida atingiu pouco mais de 75 GW, a geração total de vento era de 8,6 GW — 41,8% abaixo da previsão de 14,8 GW.

O que foi exclusivo do dia 26 de agosto

Entre as noites de 19 a 23 de agosto, o vento teve média de 11,4 GW. No dia 23, a média foi de 9,8 GW.

No entanto, no dia 26, a média foi de 5,8 GW, cerca de metade da média semanal, atingindo o mínimo de 1,2 GW no início da tarde. O vento também ficou 2,3 GW abaixo da previsão na hora de pico, semelhante ao dia 23.

Esse nível extremamente baixo de geração eólica contribuiu para a maior carga líquida do mês, quase 76 GW.

Outra grande diferença foi a falta de energia armazenada disponível nas baterias.

Voltando ao gráfico de descarga de BESS da seção anterior, a manhã do dia 26 mostra um pico que o dia 23 não teve. As baterias descarregaram 9,9 GWh antes do meio-dia, contra uma média de 2,4 GWh em duas semanas, devido a um evento de congestionamento pela manhã no sul do Texas.

Grande parte dessa energia descarregada não foi reposta ao longo do dia. Os preços do RTM ao meio-dia tiveram média de US$ 48/MWh, frente a uma média de duas semanas de US$ 22/MWh e um preço DAM geralmente entre US$ 20 e US$ 20/MWh.

Isso fez com que muitas baterias relutassem em carregar a preços elevados em tempo real, deixando o total de energia armazenada em todos os BESS abaixo dos típicos 25 GWh observados na maioria dos dias operacionais deste verão.

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Congestionamento apareceu no RTM, não no DAM

No Mercado em Tempo Real, onze restrições de transmissão distintas tiveram seus shadow prices acima de US$ 1.000/MWh no dia 23 e dezoito no dia 26. No DAM, apenas uma em cada dia, o que limitou a separação de preços entre zonas a menos de US$ 50/MWh.

No dia 26, a separação entre zonas de carga chegou a US$ 300/MWh entre as zonas South e West durante a noite.