Na última década, os custos associados à gestão das restrições no sistema de transmissão aumentaram drasticamente – e a previsão é que atinjam £3 bilhões por ano até 2028.

Originalmente pensada como um ajuste secundário nos volumes negociados de eletricidade, a operadora do sistema agora está redispatchando uma grande parte do mercado por meio do Mecanismo de Balanço. Este é um ponto-chave que a National Grid ESO está tentando resolver com o REMA.

O aumento dos custos foi agravado pela alta dos preços do gás desde outubro de 2021 (tema discutido em um dos nossos artigos mais recentes), mas a tendência de longo prazo está ligada ao aumento dos volumes de balanço motivados pela gestão de restrições.

Neste artigo, analisamos o impacto de uma restrição sobre um grande gerador individual, localizado atrás de uma parte especialmente congestionada da rede.

Glossário

O fator de carga é uma medida de quanto da capacidade total de um ativo está sendo utilizada para importar ou exportar energia durante um determinado período de liquidação.

• Fator de Carga Planejado – fator de carga antes de quaisquer ações de balanço, representando a entrega planejada do ativo no fechamento do portão.
• Fator de Carga Real – fator de carga após considerar as ações de balanço, representando a entrega real do ativo.

CCGTs na Grã-Bretanha

As turbinas a gás de ciclo combinado (CCGTs) são uma importante fonte de geração flexível e não renovável no Reino Unido. Elas fornecem mais de 21 GW de capacidade para a rede (segundo o registro de Capacidade de Entrada de Transmissão) – o que corresponde à metade da demanda nacional de pico durante o inverno. As principais usinas CCGT da Grã-Bretanha estão ilustradas acima (figura 1).

Estudo de Caso: Ações de BMU em cada lado de uma fronteira de restrição

Devido à presença de restrições, a localização pode ter grande influência na operação de um ativo, incluindo as CCGTs. SSE-SP é uma importante fronteira de restrição de transmissão que separa o norte da Escócia do restante da Grã-Bretanha, como mostrado abaixo.

Aqui, analisamos como essa fronteira de restrição influencia o comportamento de duas CCGTs: Peterhead (1,2 GW) e South Humber Bank (0,8 GW). Peterhead está atrás da restrição no norte da Escócia, frequentemente competindo com a energia eólica renovável ao exportar energia para o sul. South Humber Bank está do lado oposto da restrição em relação a Peterhead, tem capacidade de exportação semelhante e está aproximadamente tão próxima de Peterhead quanto qualquer outra CCGT na Grã-Bretanha.

Em 26 de janeiro de 2022, a geração eólica escocesa esteve entre os 1% maiores dias do ano, com média de 4,4 GW. Consequentemente, a fronteira SSE-SP ficou sob forte pressão, operando a 99% da sua capacidade máxima. Em resumo, o vento barato da Escócia fluía para os centros de demanda ao sul da fronteira.

Essas condições resultaram em ações de balanço opostas para Peterhead e South Humber Bank, devido às suas localizações em lados opostos da restrição.

A Figura 2 (abaixo) mostra como essas duas usinas foram redispatchadas pelo Mecanismo de Balanço nesse dia de ventos fortes.

• Peterhead enviou FPNs para entregar próximo da capacidade máxima durante boa parte do dia, correspondendo a um Fator de Carga Planejado médio diário de 70%. Foi reduzida em um total de 17 GWh no Mecanismo de Balanço, resultando em um Fator de Carga Real médio de 10%.
• Já o Fator de Carga Planejado de South Humber Bank era de 0%, pois não estava programada para exportar energia. Foi acionada até um pico de 85% de sua capacidade no Mecanismo de Balanço, com Fator de Carga Real médio de 25%.
• Como resultado das ações de balanço necessárias para gerenciar o sistema de transmissão na SSE-SP, a National Grid ESO gastou £7,5 milhões em custos de restrição relacionados à fronteira apenas no dia 26 de janeiro.

Influência Locacional no Comportamento de Ativos no Longo Prazo

Vimos como a presença de uma restrição de transmissão pode afetar a operação diária dos ativos. Mas como a localização influencia o comportamento dos ativos no longo prazo?

• O gráfico acima mostra que Peterhead foi consistentemente reduzida em 2022. Em todos os meses até agora, o Fator de Carga Real ficou abaixo do Fator de Carga Planejado.
• Isso resulta em uma redução líquida anual de 1400 GWh (redução de 33% em relação ao volume planejado de exportação), enquanto a frota combinada de CCGTs teve um aumento líquido anual de 1300 GWh (aumento de 2% em relação ao planejado), conforme Figura 6 abaixo.
• Comparado à média da frota de CCGTs, o Fator de Carga Planejado de Peterhead esteve acima da média em todos os meses de março a setembro, indicando que espera exportar uma proporção maior de sua capacidade total do que o gerador médio a gás, mensalmente. No entanto, só conseguiu realizar isso em 2 meses até agora (julho e agosto).

Abaixo, visualizamos os volumes totais de balanço de cada ativo CCGT em 2022. Isso representa a diferença total entre o volume planejado e o volume real exportado ao longo do ano.

• A redução líquida de Peterhead é quase totalmente compensada pelo aumento líquido do restante da frota de CCGTs. Isso faz sentido, já que as CCGTs são uma fonte-chave de geração flexível, tornando provável que essa classe de ativos seja acionada no Mecanismo de Balanço para garantir capacidade suficiente quando um ativo restrito como Peterhead é reduzido.
• A escala da redução líquida experimentada por Peterhead (1400 GWh) é mais de 26 vezes maior do que a da Salted Unit 3, que é o ativo com a segunda maior redução líquida (50 GWh). Isso destaca o quão singularmente restrita é a fronteira Escócia-Inglaterra em comparação ao restante do sistema de transmissão.

REMA: precificação locacional para resolver custos de restrição?

O REMA é um tema quente no momento (confira o panorama aqui), sendo a ideia de precificação marginal locacional um dos pontos centrais do debate. A posição que a National Grid ESO tende a adotar é que, em um mercado com precificação locacional, a relação entre oferta, demanda e restrições regionais determinaria os preços da eletricidade.

• Por exemplo, alta geração eólica no norte da Escócia reduziria os preços nessa região devido à baixa demanda local e restrições que limitam a exportação de energia.
• Por meio de um sinal de preço locacional, geradores como Peterhead podem ser incentivados a minimizar sua geração planejada em períodos de muito vento, evitando a necessidade de redispatch pelo Mecanismo de Balanço.
• A National Grid ESO vê a implementação da precificação locacional como aspecto importante para atingir o objetivo de emissões líquidas zero de carbono, já que um mix mais limpo seria favorecido nos momentos de alta geração renovável.
• Para recuperar custos, ativos como Peterhead podem precisar aumentar sua geração em períodos de baixa geração intermitente, quando os preços regionais da energia são mais altos.
• Isso pode ser desafiador devido a fatores operacionais, como a previsão precisa dos níveis de vento.
• No entanto, se viável, resultaria em um mercado mais eficiente, ajudando a suavizar o fornecimento de eletricidade para essa região restrita da rede e proporcionando mais estabilidade a um custo reduzido para o consumidor. Fundamentalmente, também significaria um menor custo de carbono, pois a usina precisaria variar menos sua produção.

Os temas deste estudo de caso exemplificam por que o REMA está focando tanto na precificação locacional: esse tipo de sistema pode resultar em uma rede mais verde e com menor custo para o consumidor. A grande dúvida, porém, é se nossas metas de Net Zero podem ser atingidas apenas com a transformação do mercado, sem o investimento correspondente na infraestrutura da rede.

Então, o que aprendemos?

• As CCGTs são uma fonte fundamental de geração flexível para a rede, fornecendo mais de 21 GW de capacidade.
• Ativos em regiões restritas são reduzidos no Mecanismo de Balanço em momentos de forte pressão na restrição.
• Por exemplo, Peterhead é uma CCGT com posição única, pois está atrás de uma restrição importante no norte da Escócia, limitando sua capacidade de exportar energia para o sul.
• A competição de Peterhead com a geração renovável em dias de vento faz com que enfrente grandes volumes de redução no Mecanismo de Balanço, que são em grande parte compensados pelo aumento líquido do restante da frota de CCGTs.
• A precificação marginal locacional pode oferecer um mecanismo de mercado mais eficiente para solucionar questões relacionadas a restrições, criando as condições necessárias para uma rede descarbonizada no futuro. A National Grid ESO está consultando esse tema como parte das propostas do REMA.