Os preços de liquidação em tempo real no 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) ficaram na casa das centenas de dólares por várias horas.

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

Em vez disso, o RTM ficou acima do DAM em quase todos os intervalos nos dois dias, com diferenças de centenas de dólares durante o pico da noite.

As duas noites apresentaram um cenário semelhante:

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

Algumas diferenças importantes entre os dois dias foram:

• aumento nas indisponibilidades de geração térmica entre o fechamento do DAM e a operação do RTM no dia 23,
• erro maior na previsão de vento no dia 23, mas geração eólica menor no geral no dia 26,
• e congestionamento severo na 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, ambas 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, contra expectativa de 8,5 GW para o percentil 90 de agosto.
• O dia 23 teve escalada tardia: 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 com vento baixo: o vento caiu para menos de 2 GW ao meio-dia, o pico da carga líquida atingiu 74,6 GW e as baterias descarregaram 9,9 GWh antes do meio-dia, contra média de 2,4 GWh.
• O congestionamento foi muito mais amplo no sistema no dia 26. 480 de 1.047 pontos de medição liquidaram 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 cada noite. A capacidade despachável fora de operação teve média de 10,8 GW na noite do dia 23 e 8,7 GW no dia 26. A expectativa do ERCOT para agosto (percentil 90) 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 do DAM para demanda foi quase exata, mas ficou próxima de máximas históricas em ambos os dias, mostrando o crescimento da carga observado na rede ERCOT no último ano.

Ambos os dias tiveram pico de cerca de 90 GW, alinhado com o restante daquela semana.

Essa combinação de fatores resultou em preços elevados em tempo real e em maior volatilidade, levando 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 atingiram o pico às 21:00. No dia 26, a descarga atingiu o máximo às 20:05 e os preços às 22:15.

Conforme o estado de carga diminuía ao longo da noite, o despacho econômico subia na pilha de ofertas.

O que foi exclusivo de 23 de agosto

As indisponibilidades foram de altas a extremas. No fechamento do DAM, esperava-se que 7.958 MW de capacidade despachável estivessem fora de operação para a noite do dia 23. No tempo real da noite seguinte, esse valor chegou a 11.003 MW.

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

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

O que foi exclusivo de 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.

Porém, no dia 26, a média caiu para 5,8 GW, cerca de metade da média da semana, chegando a apenas 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 diferença importante foi a falta de energia armazenada disponível nas baterias.

Voltando ao gráfico de descarga do BESS da seção anterior, a manhã do dia 26 apresenta 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 nas duas semanas, devido a um evento de congestionamento matinal no Sul do Texas.

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

Isso fez com que muitas baterias relutassem em carregar com preços elevados em tempo real, deixando o total de energia armazenada em todos os BESS abaixo dos 25 GWh normalmente 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 diferentes 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 Sul e Oeste durante a noite.