A evolução do mercado de energia do Texas

Jul 11, 2023

Em uma decisão que pode remodelar o mercado de energia do Texas, a Public Utilities Commission of Texas (PUCT) votou em 17 de janeiro para adotar o design de mercado do mecanismo de crédito de desempenho (PCM), uma estratégia desenvolvida pela consultora E3 em parceria com a comissão. O mecanismo PCM visa fornecer pagamentos às unidades de energia que estão disponíveis durante as condições de pico, incentivando a capacidade confiável e retendo os ativos do gerador em risco de aposentadoria. Apesar de se assemelhar a mecanismos de capacidade em mercados desregulamentados, como o CAISO da Califórnia, o PUCT enfatizou que o PCM não é uma característica do mercado de capacidade.

À medida que o projeto do mercado de PCM toma forma, as discussões se concentram em soluções de ponte para a transição, uma vez que o redesenho levará vários anos para ser implementado. Com o longo cronograma, o conselho do Conselho de Confiabilidade Elétrica do Texas (ERCOT) votou recentemente em conjunto com o PUCT para promulgar um mecanismo de ponte. As soluções de ponte envolvem a mudança da curva de demanda de reserva operacional (ORDC). Em vez de um mercado de capacidade como a maioria dos outros operadores de sistema independentes desregulados (ISO), o mecanismo ORDC acrescenta dinheiro aos preços em tempo real do ERCOT quando o buffer de capacidade disponível para reagir a grandes perturbações do sistema cai abaixo de um certo limite de confiabilidade. Esse buffer de capacidade de geração ociosa on-line costuma ser chamado de reservas operacionais ou reservas on-line.

Historicamente, esses somadores eram função de uma curva exponencial e em níveis mais altos de reservas são meros centavos; no entanto, à medida que o limite de confiabilidade estabelecido pelo ERCOT se aproxima, esses preços disparam até o limite de preço. As mudanças refletem duas novas características para a curva. Em um nível de reservas operacionais (PRC) igual ou inferior a 7.000 megawatts, um preço mínimo para a curva de US$ 10/MWh, igual ou inferior a 6.500 megawatts, o preço mínimo é aumentado para US$ 20/MWh.

Para entender por que esse nível é importante, pode-se olhar para as condições operacionais históricas. Este intervalo recém-ajustado é onde as reservas operacionais gastam uma quantidade significativa de tempo exibida nas barras amarelas no histograma abaixo.

A ERCOT espera que o ajuste adicione US$ 500 milhões anualmente ao custo da energia. Essa mudança tem um benefício assimétrico para as unidades térmicas em relação às unidades renováveis, que são conhecidas por aumentar as reservas operacionais bem acima do piso de 7.000 megawatts. A curva ORDC original ainda permite que os preços excedam esses preços mínimos à medida que a PRC diminui, que eventualmente atinge o preço máximo de $ 5.000/MWh conforme as reservas caem o suficiente. Espera-se que essa solução intermediária leve quatro meses ou mais para ser desenvolvida, portanto, não é um risco para as negociações deste verão, mas terá um impacto potencial no outono/inverno de 2023, quando a temporada de interrupções para manutenção começar novamente.

O Comitê de Assuntos Estaduais da Câmara do Texas se reuniu em 1º de março para discutir a confiabilidade da rede e o projeto PCM proposto. O Comitê ouviu depoimentos do CEO da ERCOT, Pablo Vegas, Zach Ming da E3, do presidente da PUCT, Peter Lake, e de outros representantes da indústria. À medida que a 88ª Sessão Legislativa do Texas se aproxima de sua conclusão em 29 de maio, o PCM parece prestes a ser aprovado com o mínimo de escrutínio legislativo adicional.

Paralelamente, o Projeto de Lei 6 do Senado (SB 6), apresentado em 19 de janeiro de 2023, propõe o Programa de Seguro de Energia do Texas e o Fundo de Infraestrutura de Energia do Texas, fornecendo assistência financeira para novas melhorias de infraestrutura e geração térmica. Uma versão renovada da "lei da Berkshire Hathaway", a SB 6 visa abordar as questões de confiabilidade após a Winter Storm Uri, estabelecendo 10.000 megawatts de "ativos de confiabilidade" fora da estrutura do mercado ERCOT. O custo estimado de US$ 8 a 16 bilhões será repassado diretamente aos consumidores. As sobrancelhas foram levantadas quando a Lower Colorado River Valley Authority (LCRA) parecia estar jogando seu chapéu no ringue para construir essas unidades, o que provavelmente exigiria que ela mudasse seu status de uma organização pública sem fins lucrativos encarregada de hidrovias para algum novo desconhecido entidade de negócios.

Embora o ERCOT apoie o projeto de lei da confiabilidade da rede, os críticos argumentam que isso pode aumentar os custos, impactar o mercado atacadista do ERCOT e limitar o investimento futuro. O SB 6 também restringe os participantes elegíveis para a construção de novas usinas, potencialmente beneficiando apenas os maiores geradores de energia e autoridades fluviais como a LCRA.