Na noite de quarta-feira, 8 de julho, o preço da eletricidade em Victoria alcançou $19.070/MWh, pouco abaixo do teto máximo de mercado de $20.300/MWh. A Austrália do Sul ficou logo atrás, atingindo o pico de $16.971/MWh.

O aumento ocorreu quando a demanda recorde de inverno coincidiu com uma queda na geração eólica para 10% do normal. Geradores a gás, carvão e hidrelétricos precisaram suprir a lacuna, enquanto as baterias conseguiram cobrir apenas uma fração do déficit.

A rede altamente renovável da Austrália do Sul é conhecida por sua sensibilidade à alta demanda e condições de pouco vento. Victoria está mostrando cada vez mais as mesmas características. Juntas, as regiões do sul estão mais expostas à volatilidade de preços causada pelo clima, enquanto Nova Gales do Sul e Queensland permanecem relativamente protegidas graças à sua matriz de geração e condições de inverno mais amenas.

Este artigo explica o que motivou o evento de preços de 8 de julho, como as baterias responderam e por que Victoria e Austrália do Sul estão vivenciando cada vez mais esses resultados extremos de preço.

Resumo Executivo

• O preço médio diário em Victoria atingiu $359/MWh na quarta-feira, 8 de julho, com pico noturno de $19.070/MWh. A Austrália do Sul teve média de $336 e pico de $16.971.
• A demanda noturna em Victoria ficou 26% acima da média trimestral, enquanto a geração eólica caiu 94% abaixo do normal. A Austrália do Sul não conseguiu aliviar a situação, com demanda 9% acima da média e geração eólica 81% abaixo do esperado.
• O pré-despacho sinalizou o pico de preço com uma hora de antecedência, levando algumas baterias a descarregar antes do pico real.
• As baterias de Victoria faturaram o equivalente a 17 dias de receita média em apenas um dia. Na Austrália do Sul, a receita foi 10 vezes maior do que a média em 8 de julho.
• A volatilidade causada pelo clima está se tornando cada vez mais importante para a receita das baterias. À medida que os spreads tradicionais diminuem, eventos extremos do sistema representam uma parcela maior do valor das baterias, especialmente em Victoria e Austrália do Sul.

Vento operou a 10% do normal, coincidindo com alta demanda por aquecimento

Um sistema de alta pressão de deslocamento lento trouxe temperaturas frias, nevoeiro e ventos excepcionalmente fracos para o sudeste da Austrália. Essa combinação aumentou a demanda por aquecimento e reduziu tanto a geração eólica quanto a solar.

Victoria registrou uma demanda de inverno em torno de 9 GW em 7 de julho. Embora a demanda tenha diminuído levemente em 8 de julho, permaneceu acima de 8 GW durante a noite—cerca de 26% acima da média trimestral. Ao mesmo tempo, a geração eólica despencou para apenas 6% do nível normal à noite.

As importações conectaram os dois estados. Victoria importou cerca de 1 GW ao longo da noite, com parte dessa energia vinda da Austrália do Sul. Porém, a geração eólica da Austrália do Sul caiu para um quinto do seu nível normal. Assim, a geração a gás superou 1,9 GW para atender à demanda local e às exportações para Victoria.

Como resultado, ambas as regiões dependeram do mesmo e limitado grupo de geração flexível a gás, fazendo com que os preços da eletricidade disparassem ao mesmo tempo.

Esse não foi um evento isolado. Marcou o ponto mais baixo de uma semana inteira de escassez de vento, cujo final estava previsto para sexta-feira e sábado nos estados do leste.

Baterias despacharam com sinais de preço uma hora adiantados

As baterias seguiram seu padrão diário habitual, carregando durante o período de maior incidência solar e descarregando no pico da noite. No entanto, esse evento recompensou o timing preciso.

O pico de preço durou apenas um intervalo de negociação de meia hora. As baterias que ainda tinham carga às 19h capturaram a maior parte do valor disponível, enquanto aquelas que descarregaram antes perderam a oportunidade.

As baterias que despacharam cedo seguiram em grande parte o pré-despacho. Durante a maior parte do dia 8 de julho, a previsão do pré-despacho da AEMO esperava preços noturnos entre $250/MWh e $700/MWh. Quando as previsões finalmente aumentaram, previram o pico cerca de uma hora antes de ele realmente ocorrer.

O despacho das baterias seguiu esses sinais. Várias baterias descarregaram entre 16h e 17h, restando pouca energia quando os preços dispararam às 19h. As que aguardaram capturaram a maior parte do valor do evento.

Por que Victoria e Austrália do Sul estão mais expostas a eventos de preço da eletricidade

O vento representa uma parcela maior do suprimento elétrico na Austrália do Sul e em Victoria do que em Nova Gales do Sul e Queensland, respectivamente. À medida que a participação do vento na demanda diminui, os preços no sul sobem rapidamente, enquanto Nova Gales do Sul quase não é afetada e Queensland mal sente impacto.

A interconexão aumenta ainda mais essa sensibilidade. Com a ampliação da capacidade de transmissão entre Victoria e Austrália do Sul, ambas as regiões ficam mais vulneráveis quando enfrentam simultaneamente condições de pouco vento e alta demanda.

A matriz de geração também é importante. Quando a produção eólica cai, geradores a gás e hidrelétricos, que têm custos mais altos, tendem a definir os preços do mercado, resultando em picos de preço muito mais acentuados do que usinas a carvão.

O que observar daqui para frente

Os spreads continuam a se estreitar à medida que a capacidade de baterias cresce no NEM, tornando a volatilidade causada pelo clima uma fonte cada vez mais importante de receita.

Victoria e Austrália do Sul provavelmente experimentarão esses eventos com mais frequência do que os estados do norte. Sua maior dependência da geração eólica, temperaturas de inverno mais frias e frotas de carvão menores as tornam especialmente sensíveis a períodos prolongados de baixa produção eólica.

A previsão é de que a geração eólica se recupere entre sexta-feira e o fim de semana na Austrália do Sul e em Victoria. Enquanto Nova Gales do Sul e Queensland devem receber o final do período de baixa incidência de vento, sua matriz de geração mais diversificada deve moderar o impacto nos preços da eletricidade.