Na noite de 20 de agosto, os preços em tempo real no ERCOT atingiram o ponto mais alto do verão até agora. Junto com esses preços elevados, o armazenamento de energia em baterias estabeleceu um recorde histórico de geração líquida.

O ERCOT registrou seus maiores preços em tempo real desde 8 de maio deste ano.

O preço de liquidação média do Bus Hub em 15 minutos atingiu o pico de $1.585/MWh entre 19h45 e 20h. E os preços de 5 minutos, representados pelo System Lambda, chegaram a quase $3.000/MWh às 19h45.

Isso também contribuiu para as maiores receitas projetadas para baterias desde o final de maio. A Modo projeta que os sistemas de armazenamento em baterias ganharam, em média, $279/kW anualizados ao longo do dia 19 de agosto.

No dia 20 de agosto, o preço de liquidação média do Bus Hub em 15 minutos atingiu o teto de oferta de $5.000/MWh.

Isso ocorreu em vários intervalos entre 19h30 e 20h30.

No final, isso se traduziu em receitas ainda maiores para o armazenamento de energia em baterias do que no dia 19. Na verdade, a receita média estimada de $3,39/kW, ou $1.236/kW anualizados, seria o terceiro maior dia de receita do ano, atrás apenas de 8 de maio e 16 de janeiro.

O que causou os altos preços em 19 e 20 de agosto?

Os preços elevados seguiram um padrão já conhecido.

Os dias 19 e 20 de agosto foram os mais quentes do ano em grande parte do estado, fazendo com que a demanda atingisse quase 86 GW à tarde. No dia 20, um novo recorde de demanda instantânea – 85.931 MW – foi registrado às 16h45.

Mas a alta demanda por si só não necessariamente resulta em preços altos.

Além da alta demanda, a geração eólica foi relativamente baixa. Na versão de agosto do Panorama Mensal de Adequação de Recursos do ERCOT, a expectativa era de quase 14 GW de geração eólica disponível na hora de maior risco de déficit de reserva.

No dia 19 de agosto, pouco menos de 9 GW de geração eólica estavam disponíveis no sistema durante o pico de preços. No dia 20, esse valor foi de pouco mais de 8 GW.

Isso significou que foi necessário acionar geração de custo mais alto para atender à demanda no período do pôr do sol, quando a demanda ainda era alta.

Outro fator que contribuiu para os altos preços no atacado durante o evento foi o fato de o ERCOT não ter acionado nenhum de seus serviços auxiliares.

Isso apesar do fato de que a capacidade despachável em cinco minutos caiu para um mínimo de 333 MW durante o pico de preços às 19h45, o menor valor observado em todo o ano de 2024.

Na verdade, o ponto mais baixo em 8 de maio foi 400 MW maior do que em 19 de agosto.

Isso pode indicar que o ERCOT mudou sua postura para ser menos agressivo no acionamento do ECRS. No entanto, é mais provável que nenhum dos gatilhos de acionamento do Serviço Auxiliar tenha sido atingido.

Por exemplo, a Capacidade Física Responsiva permaneceu acima de níveis saudáveis, em mais de 5 GW. Isso também significa que o Balanço de Energia não foi violado a ponto de exigir acionamento, e o ERCOT previa ter capacidade despachável suficiente já online (e disponível para o despacho econômico) para cobrir eventuais mudanças na carga líquida.

Assinantes do Modo podem ler o restante do relatório abaixo para saber:

• Quanto de receita as baterias devem ter gerado em 2024, em média, após o dia 19.
• Como as receitas podem se comportar no restante de 2024.

Como foram as receitas do armazenamento de energia em baterias nos dias 19 e 20 de agosto?

De acordo com a Modo Nowcast, as baterias obtiveram uma média projetada de $279/kW, anualizada, no dia 19. Isso representa receitas reais de , ou . No dia 20, estima-se que tenham ganho Isso equivale a , ou em receitas reais.