A demanda pode superar a oferta neste inverno na Grã-Bretanha. O National Grid ESO publicou uma Perspectiva de Inverno bastante apertada – que inclui a possibilidade de apagões e perda de carga.

O novo Serviço de Flexibilidade de Demanda acaba de ser lançado, buscando reduzir o consumo de clientes residenciais e industriais em momentos em que a geração pode não conseguir atender à demanda. No geral, os próximos meses podem ser bastante desafiadores.

Neste artigo, exploramos:

• Alguns dos principais termos usados para descrever o corte de carga. Entre eles: perda de carga; probabilidade de perda de carga; margem desclassificada; valor da carga perdida; e preço de escassez de reserva.
• O impacto histórico das probabilidades de perda de carga nos preços da energia.
• A posição do National Grid ESO sobre tomar ações de balanceamento muito caras neste inverno – e o que isso pode significar para os preços em diferentes mercados.

Perda de carga

O fornecimento de eletricidade aos clientes é interrompido quando a demanda excede a oferta. Isso é chamado de evento de perda de carga.

A probabilidade de perda de carga (LoLP) mede a chance de haver um déficit de capacidade de geração em relação à demanda, em determinado período de liquidação. Quanto mais próxima de 1 estiver a probabilidade de perda de carga, maior o risco de interrupção do fornecimento aos consumidores (ou corte de carga).

A Figura 1, abaixo, mostra a probabilidade média de perda de carga para cada hora do dia. O ESO mede a probabilidade de perda de carga em cinco momentos diferentes do dia. Ela é medida ao meio-dia (para cada período de liquidação) e em vários intervalos em relação a cada período, de oito horas antes até uma hora antes.

Nota: Medimos a probabilidade em percentual. 0,5% equivale, na verdade, a uma probabilidade de 0,005.

• Em 99,6% do tempo, a probabilidade de perda de carga está abaixo de 0,5% (ou 0,005). Ela só ultrapassou 0,5% por 200 horas desde março de 2018.
• Em média, a probabilidade aumenta durante o período de pico do dia. A demanda mais alta entre 16h e 20h faz com que as margens sejam frequentemente menores.
• A probabilidade de perda de carga tende a cair à medida que nos aproximamos da entrega real. Isso ocorre porque o mercado toma medidas para aumentar as margens nesse período.

Margem desclassificada

A margem desclassificada indica o equilíbrio entre oferta e demanda. É a diferença entre:

• A capacidade de geração disponível prevista de fontes convencionais (ou seja, térmicas) e eólicas; e
• a necessidade de capacidade (ou seja, demanda prevista), incluindo exportações por interconectores e margem adicional para gestão do sistema.

A Figura 2, abaixo, mostra a relação entre a margem desclassificada e a probabilidade de perda de carga.

• A margem desclassificada é o único insumo para calcular a probabilidade de perda de carga pelo Método Estático de LoLP da Elexon, mostrado acima em rosa. Valores baixos (ou negativos) de margem desclassificada correspondem a alta probabilidade de perda de carga.
• Uma margem desclassificada de -1.500 MW (equivalente a um déficit de 3% da demanda de pico do inverno de 2022/23) resultaria em probabilidade de perda de carga igual a 1.
• O ESO utiliza a margem desclassificada para acionar alertas do sistema, como avisos do mercado de capacidade.

Valor da carga perdida

O valor da carga perdida (VoLL) é uma estimativa do quanto os consumidores estão dispostos a pagar para evitar a interrupção do fornecimento de eletricidade. Considera vários tipos de clientes, incluindo residenciais, comerciais e industriais.

Existem duas definições para o valor da carga perdida:

• O valor real da carga perdida é £16.940-£17.500/MWh. Ele foi definido em um documento técnico de 2013 para a Ofgem, preparado pela consultoria London Economics.
• O valor administrativo da carga perdida é £6.000/MWh. Este foi estabelecido no Código de Liquidação de Balanceamento em novembro de 2018.

Esse valor administrativo é importante porque define o preço no qual as ações de corte de demanda entram no cálculo do preço de desequilíbrio. Também é usado para definir o preço de escassez de reserva – o preço no qual certas ações de reserva entram no cálculo do preço de desequilíbrio. O preço de escassez de reserva é o produto da probabilidade de perda de carga pelo valor administrativo da carga perdida. Esses fatores pressionam os preços para cima quando as margens estão baixas e, em última análise, garantem mais geração na rede.

Uma alta probabilidade de perda de carga indica preços extremos?

Tanto a probabilidade de perda de carga quanto os preços de mercado disparam quando a demanda começa a superar a oferta – mas como essas coisas estão relacionadas? A Figura 3, abaixo, mostra o preço médio em vários mercados de energia para alta probabilidade de perda de carga (> 1%, ou 0,01) e baixa probabilidade (< 1%).

• Em todos os mercados acima, os preços são geralmente mais altos quando a probabilidade de perda de carga está acima de 1%.
• Essa tendência é mais evidente no Mecanismo de Balanceamento – provavelmente devido ao caráter em tempo real desse mercado.
• Uma baixa probabilidade de perda de carga não significa necessariamente preços baixos, já que outros fatores (como o preço do gás) podem elevar os preços mesmo sem margens apertadas.

O que isso significa para o inverno de 2022/2023?

A Perspectiva de Inverno do National Grid ESO discutiu vários cenários para o próximo inverno. Mencionou a possibilidade de cortes programados e controlados de carga. Você pode ler a análise da Modo sobre a Perspectiva de Inverno do National Grid ESO aqui, além de saber o que isso significa para baterias.

O National Grid ESO também publicou recentemente um memorando confirmando sua política de preservar a demanda. Mas por que isso importa?

• Esse memorando se refere à adoção de “ações comerciais e de mercado” que superam o valor de carga perdida de £6.000/MWh.
• Isso de fato ocorreu em julho de 2022, quando o ESO tomou uma ação de interconector ao preço de £9.725/MWh.
• Isso estabeleceu o precedente para a adoção de “ações acima do VoLL”.
• O ESO também indicou que o valor de £6.000/MWh deveria ser atualizado – para refletir mais precisamente o custo de manter as luzes acesas.

Devido à baixa disponibilidade das usinas nucleares francesas, é provável que haja aumento das exportações por interconector (mais aqui). Em caso de margens apertadas no Reino Unido, o ESO pode ter que pagar preços altos (possivelmente acima do VoLL) para reverter negociações de interconector – como vimos no verão.

O ESO também indicou maior probabilidade de preços altos no Mecanismo de Balanceamento em resposta a margens apertadas. Apesar da baixa participação histórica das baterias nesse mecanismo, isso pode representar oportunidades significativas para armazenamento.

Principais pontos

• A perda de carga ocorre quando não há oferta suficiente para atender à demanda.
• O National Grid ESO fornece previsões sobre a probabilidade disso acontecer, por meio das previsões de margem desclassificada e probabilidade de perda de carga.
• Historicamente, períodos com alta probabilidade de perda de carga
• Na Grã-Bretanha, eventos de alta probabilidade de perda de carga são raros. Em 99,6% do tempo, a probabilidade é inferior a 0,5% (ou 0,005).
  
• Probabilidades acima de 1% (ou 0,01) sinalizam ao mercado que é necessário mais oferta. Normalmente vemos preços mais altos, especialmente nos mercados mais próximos do tempo real.
• Existem duas formas de valorar a perda de carga: o valor real (entre £16.940-£17.500/MWh, refletindo o incômodo ao consumidor) e o valor administrativo definido pela Elexon em £6.000/MWh.
• Antes deste inverno, o ESO publicou um memorando discutindo sua posição sobre ações acima de £6.000/MWh. Diante de uma crise no mercado europeu de energia, podemos ver custos altos para resolver margens apertadas via interconector e Mecanismo de Balanceamento.
  
• A maior probabilidade de perda de carga neste inverno sugere preços elevados no mercado atacadista – sinalizando oportunidades lucrativas para armazenamento.