Com o lançamento do Viking Link para a Dinamarca em dezembro, a rede elétrica da Grã-Bretanha está mais interligada do que nunca. Nove interconectores diferentes, com uma capacidade total de 9,2 GW, conectam a Grã-Bretanha a outros seis mercados europeus.

Mas como funcionam esses interconectores e qual é o seu impacto nos preços?

Interconectores permitem o fluxo de energia dos mercados mais baratos para os mais caros

Interconectores são cabos submarinos de corrente contínua de alta tensão (HVDC) que permitem o fluxo de energia entre diferentes redes elétricas. Eles variam em capacidade de 0,5 a 2 GW e possibilitam o fluxo bidirecional de eletricidade. A energia flui dos mercados com menor preço para os de maior preço, com os operadores lucrando com a diferença entre os valores.

Ao permitir o fluxo de energia entre mercados com diferentes preços, os interconectores têm um efeito de equalização nos preços – elevando-os nos mercados mais baratos e reduzindo nos mais caros, limitados apenas pela sua capacidade. Devido à grande capacidade total dos interconectores ligados à Grã-Bretanha – suficiente para atender cerca de 30% da demanda máxima – eles podem ter um impacto significativo nos preços da energia.

Os fluxos dos interconectores são definidos por leilões explícitos de capacidade

Antes do Brexit, o mercado de energia da Grã-Bretanha estava acoplado aos mercados europeus por meio do Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Os mercados de energia para o dia seguinte em cada local eram realizados simultaneamente, e a capacidade dos interconectores era alocada implicitamente.

As bolsas de energia utilizavam um algoritmo para determinar os fluxos ideais. Esse algoritmo considerava a oferta e demanda de cada mercado, além da capacidade disponível dos interconectores. Como resultado, os interconectores exportavam quando os preços eram mais altos na Europa e importavam quando eram mais altos na Grã-Bretanha, com poucas exceções.

Desde o Brexit, o mercado britânico não faz mais parte do SDAC e a capacidade na maioria dos interconectores é alocada explicitamente. Isso significa que são realizados leilões de capacidade de forma semelhante aos leilões do mercado de energia. Os operadores compram direitos de capacidade em leilões com prazos que vão do longo prazo ao intradiário.

Depois de garantir os direitos de transmissão, os operadores compram e vendem energia em ambos os lados do interconector e ‘nominam’ seus fluxos. A nomeação informa ao operador do interconector quanto da capacidade vendida será utilizada.

O Operador do Sistema Elétrico (ESO) pode ajustar os fluxos finais dos interconectores em tempo real, a partir das posições nominadas pelos operadores. Para isso, o ESO possui acordos com as partes de negociação nos interconectores que funcionam de forma semelhante ao Mecanismo de Balanço, mas são operacionalmente separados.

Para mais informações sobre a estrutura e os horários dos mercados de energia no atacado na Grã-Bretanha, veja nosso artigo explicativo.

A alocação explícita de capacidade pode levar à subutilização e fluxos contraintuitivos

Os leilões de capacidade para o dia seguinte nos interconectores com alocação explícita encerram-se antes dos mercados de energia para o dia seguinte. Isso significa que os operadores precisam usar uma previsão da diferença de preços entre a Grã-Bretanha e a Europa ao fazer lances pela capacidade do interconector.

Se essa previsão estiver incorreta, os operadores perdem seus lances nos leilões de energia para o dia seguinte e não vão nomear fluxos para seus direitos de capacidade. Se não conseguirem revender esses direitos, a capacidade pode ser subutilizada.

Alternativamente, os operadores podem garantir contratos de compra e venda de energia em diferentes mercados com antecedência para mitigar esse risco. Os preços nesses mercados podem ser bem diferentes do preço do dia seguinte. Isso pode levar a fluxos contraintuitivos, nos quais a energia flui no sentido oposto ao gradiente de preço do mercado do dia seguinte.

A capacidade dos interconectores com Noruega e Irlanda permanece implicitamente alocada

A capacidade dos interconectores com a Noruega e a Irlanda continua sendo implicitamente alocada, embora por mecanismos diferentes. A capacidade entre a Grã-Bretanha e a Irlanda é definida por leilões intradiários simultâneos – Intraday 1 e Intraday 2 – realizados na EPEX na Grã-Bretanha e SEMOpx na Irlanda. Já a capacidade entre Noruega e Grã-Bretanha é alocada com base nos leilões de energia do dia seguinte da Nord Pool em cada mercado.

Interconectores têm efeito equalizador nos preços em toda a Europa

Os operadores compram energia nos mercados mais baratos para enviar pelos interconectores aos mais caros, lucrando com a diferença. Isso aumenta a oferta no mercado mais caro, o que pode reduzir os preços, já que não é mais necessário acionar geradores marginais caros nesse mercado. No mercado mais barato, porém, os preços podem subir – à medida que esses geradores entram em operação.

O equilíbrio entre esses dois efeitos determina, em grande parte, os fluxos dos interconectores. Embora frequentemente operem em capacidade máxima, os interconectores também podem ser parcialmente utilizados – até o ponto em que os preços se igualam nos dois mercados.

Fluxos parciais são mais comuns entre mercados com preços semelhantes. O link do Mar do Norte com a Noruega, por exemplo, importa em capacidade máxima em 46% do tempo devido aos preços baixos no mercado NO2.

No Reino Unido, interconectores geralmente reduzem os preços

Como os preços na Grã-Bretanha são, em média, mais altos do que na maior parte da Europa, os interconectores normalmente reduzem os preços locais – já que grandes volumes de energia mais barata podem ser importados nos momentos de maior demanda.

Por exemplo, os preços em um típico pico noturno podem ser definidos por uma CCGT de baixa eficiência a £90/MWh. Se os preços na Europa forem menores do que isso, os interconectores vão importar em capacidade máxima. Isso reduz a necessidade de geração local e desloca a margem para CCGTs de maior eficiência, com preços mais baixos, por exemplo, £80/MWh. Essa redução no preço de pico comprime a diferença diária de preços disponível na Grã-Bretanha.

Quando a geração eólica é alta, pode haver exportação de energia. Se os preços estiverem significativamente mais altos na Europa e não houver geração eólica marginal suficiente na Grã-Bretanha, isso pode, às vezes, elevar os preços locais, pois geradores a gás precisam ser acionados para atender à demanda.

A Grã-Bretanha é atualmente importadora líquida de energia – mas isso pode mudar em breve

Atualmente, a Grã-Bretanha é importadora líquida de energia, importando cerca de três vezes mais do que exporta.

À medida que a Grã-Bretanha amplia ainda mais sua capacidade eólica, preços marginais baixos se tornarão mais comuns, quando a geração eólica exceder a demanda. Nossa projeção é que o país se torne exportador líquido de energia até 2030.

No fim das contas, uma maior interconexão será fundamental para atingir o zero líquido, pois os países compartilham e diversificam suas fontes de energia renovável – permitindo, por exemplo, que a Grã-Bretanha exporte para a Noruega quando há vento, e importe energia hidrelétrica quando não há.