A eletricidade será gratuita? Não quando você realmente precisa disso

This article is the second in a series exploring changes to our electricity and broader energy systems—and the implications for consumers and governments—that will arise from the massive shift to electrification and variable renewable energy necessário para obter nossas ambições de emissão de zero líquido. No primeiro artigo, “Por que sua empresa precisa ser um comerciante de eletricidade” Nós examinamos como essa transformação de nossos sistemas e mercados de eletricidade oferecerá uma vantagem competitiva para empresas que podem ser mais flexíveis na maneira como consomem eletricidade. Neste, exploramos o Impacto de renováveis ​​ Na volatilidade dos preços nos mercados de eletricidade, como isso pode ser gerenciado e as implicações de maior volatilidade para governos e usuários intensivos em eletricidade. A guerra teve severos efeitos de fluxo para mercados e preços regionais e globais de energia. Por sua vez, eles ampliaram o esforço por maior segurança energética e estabilidade de preços. No entanto, em alguns mercados de eletricidade, também estamos começando a observar períodos em que a eletricidade é livre ou mesmo com preços negativos. A eletricidade poderia ser livre? Essa é uma das aspirações para o crescimento da energia renovável-blocos de tempo em que os abundantes recursos solares e eólicos gerarão eletricidade zero de custo marginal. No último ano, estamos investigando o efeito da alta penetração de energia renovável nos mercados de eletricidade: como isso leva à volatilidade e, durante a transição, como aumenta a exposição dos mercados de eletricidade a choques em

The world is observing an extreme political and humanitarian crisis in consequence of Russia’s invasion of Ukraine. The war has had severe flow-on effects for regional and global energy markets and prices. These have, in turn, amplified the push for greater energy security and price stability. Yet in some electricity markets, we are also starting to observe periods when electricity is free or even negatively priced. Could electricity ever be free? That is one of the aspirations for the growth of renewable energy—large blocks of time when abundant solar and wind resources will generate zero marginal-cost electricity. Over the last year, we have been investigating the effect of high penetration of renewable energy on electricity markets: how it leads to volatility and, during the transition, how it increases the exposure of electricity markets to shocks in GAS UPSTREAM Mercados como vistos na Europa. Isso já é aparente em mercados de linhagem como o sul da Austrália e a Califórnia. Aprender a conviver com volatilidade será cada vez mais importante à medida que os governos descarbonizam suas economias. Mas a relação entre a penetração de renováveis ​​variáveis ​​e a volatilidade dos preços não é óbvia

High penetration of variable renewable energy (VRE) generation (principally solar panels and wind turbines)—will drive price volatility in electricity markets. This is already apparent in front-runner markets like South Australia and California. Learning to live with volatility will be increasingly important as governments decarbonize their economies. But the relationship between variable renewables penetration and price volatility is not an obvious One e merece uma investigação mais aprofundada.

Para examinar esse importante fenômeno, analisamos uma década de preços horários de eletricidade em 19 mercados liberalizados de eletricidade. O impacto de renováveis ​​variáveis ​​na volatilidade dos preços é visível entre os mercados, mas é diferenciado, variando de grau de um mercado e região para o outro. Alguns mercados com penetração moderada ou alta de renováveis, incluindo mercados na Europa Central e Ocidental e Escandinávia, ainda precisam experimentar o mesmo grau de volatilidade dos preços que outros com níveis semelhantes de geração renovável variável. Em uma inspeção mais detalhada, no entanto, fica claro que uma confluência de fatores está trabalhando para mitigar a volatilidade dos preços. Esses fatores incluem interconexões com mercados vizinhos (com níveis mais baixos de VRE ou formas diversas de geração); alguma forma de mercados de capacidade ou pagamentos; altos níveis de capacidade hidrelétrica bombeada; e bonés e pisos de preço rigorosos. Como a volatilidade dos preços ocorre em diferentes mercados depende da presença desses fatores.

This might seem surprising—after all, the drivers of volatility are the same across markets. On closer inspection, however, it becomes clear that a confluence of factors is working to mitigate price volatility. These factors include interconnections with neighboring markets (with lower levels of VRE or diverse forms of generation); some form of capacity markets or payments; high levels of pumped hydro capacity; and stringent price caps and floors. How price volatility plays out in different markets depends on the presence of these factors.

No entanto, como mercados e formuladores de políticas introduzem maior capacidade renovável para atingir as metas de mudança climática, forçando os geradores convencionais, também esperamos que seja muito maior volatilidade para se afirmar nesses mercados. A menos que designers e operadores em todos os mercados tomem medidas para mitigar a volatilidade, os usuários de energia podem ser confrontados com um ambiente de festa ou fome: a eletricidade estará livre - exceto quando for realmente necessário. Haverá um risco maior de eventos externos com preços de eletricidade muito altos, e os sistemas de eletricidade estarão mais expostos a custos de gás natural, como visto em vários mercados globalmente em 2021.

i== F, como esperamos, os preços mais voláteis são experimentados de maneira mais ampla, apresentará oportunidades para os consumidores industriais obterem uma vantagem flexionando sua demanda e aumentando os custos de "seguro" para os consumidores que não pode (ou não) seguir esse caminho. Existem várias alavancas disponíveis para limitar o impacto de maior volatilidade. Mas muitos têm custos ocultos - então precisam agir com cuidado. Enquanto os desenvolvimentos da grade e a introdução de mercados liberalizados separaram a oferta e a demanda nas últimas décadas, acreditamos que os governos deveriam: (1) Mais uma vez considere a oferta e a demanda em conjunto (não necessariamente em termos de localização, mas em termos de tempo de geração e consumo), criando energia de energia e energia. Mercados - mas não universalmente

Governments and market designers that don’t manage price volatility, or that alternatively impose significant costs in doing so, can damage local industrial competitiveness and development. There are multiple levers available to limit the impact of greater volatility. But many come with hidden costs—so they need to act carefully. While grid developments and the introduction of liberalized markets have separated supply and demand over the past decades, we believe governments should: (1) once again consider supply and demand together (not necessarily in terms of location, but in terms of the timing of generation and consumption) by creating combined energy-industrial solutions and (2) ensure that barriers to demand-side flexibility are removed.

Renewable Energy Is Creating Volatile Electricity Markets—but Not Universally

Existem vários fatores em jogo que estão aumentando a volatilidade dos preços em alguns mercados de eletricidade. As flutuações de preços fornecem sinais importantes para o desenvolvimento e despacho de usinas de energia flexíveis e instalações de armazenamento. Os mercados de hedge, com níveis variados de liquidez, permitem que os participantes garantam (a um custo) contra o risco, se quiserem. E, ao concordar em pagar uma tarifa fixa ao seu varejista de energia, muitos usuários industriais-e mais comerciais e residenciais-podem se proteger da volatilidade diária.
           

Price volatility is a feature of liberalized electricity markets.

Price volatility is both a normal and desirable feature of today’s liberalized markets. Price fluctuations provide important signals for the development and dispatch of flexible power plants and storage facilities. Hedging markets, with varying levels of liquidity, allow participants to insure (at a cost) against the risk, if they choose. And by agreeing to pay a fixed tariff to their energy retailer, many industrial—and most commercial and residential—users can shield themselves from the day-to-day volatility.

Os mercados de eletricidade estão passando por uma mudança fundamental. O VRE precisará compensar cerca de 70% da mistura de geração global até meados do século, em comparação com cerca de 9% em 2020, mesmo quando a quantidade total de geração de eletricidade aumenta mais de duas vezes e meia. Uma das promessas realizadas é que "a eletricidade será livre", porque não custa nada para o sol brilhar ou o vento soprar. Mas, com base nas evidências desses mercados, é preciso adicionar “exceto quando você realmente precisa”-e então será caro em relação ao preço médio. A volatilidade aumentou cerca de 180%. (Veja o Anexo 1).

However, electricity markets worldwide are poised for rapid change as governments aim to achieve net-zero emissions by 2050. According to the International Energy Agency’s net-zero pathway, VRE will need to make up close to 70% of the global generation mix by midcentury, compared with about 9% in 2020, even as the total amount of electricity generation increases more than two and a half times.

As volatility surges in markets with high penetration of variable renewable generation, questions are being raised about the impact of variable renewables on electricity prices. One of the promises held out is that “electricity will be free,” because it costs nothing for the sun to shine or the wind to blow. But based on the evidence from these markets, one needs to add “except when you really need it”—and then it will be expensive relative to the average price.

Front-runner markets are already experiencing extreme price volatility.

In South Australia, for example, the share of solar and wind in the generation mix rose from around 24% to 50% between 2011 and 2019. Over the same period, average yearly within-day price volatility increased by around 180%. (See Exhibit 1).

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This increase was driven roughly equally by a combination of more extreme periods when prices were either zero or negative (“electricity is free”) or more than twice the average (“except when you really need it”) and by more generalized day-to-day volatility owing to the varying availability of solar and wind throughout the day and across seasons (impacting the residual demand, or residual load, which is the demand met by dispatchable generators—that can be turned on and off according to demand—after subtracting variable renewable generation). This increase in volatility has posed challenges for inflexible dispatchable generators, which have been forced to accept low or negative prices for their electricity, and inflexible consumers with fixed tariffs that have been forced to purchase electricity at very high prices or pay a higher average price to their retailer to accommodate the risk of volatility. (For insights into the mechanism whereby VRE impacts price volatility and a case study of the South Australia market, see the sidebar “Understanding the Drivers of Volatility in Electricity Prices.”)

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Compreendendo os fatores de volatilidade nos preços da eletricidade

Price Volatility Is a Normal Feature of Electricity Markets.

Fluctuations in prices have always been a normal part of liberalized electricity markets. They arise because:

• A demanda varia em diferentes horários de dia, semana e ano devido à mudança de condições climáticas, comportamentos do consumidor e fatores sociais. Por esse motivo, geração despachável adicional deve estar disponível para fornecer os períodos de pico de demanda. Fontes. Os geradores são despachados em ordem; Aqueles com o menor custo marginal geralmente são implantados primeiro.
• Electricity is difficult/expensive to store in large quantities and for extended periods of time, in contrast to other energy commodities like gas and oil. For this reason, additional dispatchable generation must be available to supply the peak demand periods.
• The marginal cost of the power stations that generate electricity differs widely between technologies, so prices rise and fall with the changes in demand.

Two concepts are key to understanding and measuring the impact of these factors on prices (Exhibit A, Box 1):

• Merit Order of Dispatchable Generating Sources. This is equivalent to the supply curve of dispatchable generation, arranged in order from lowest marginal cost to highest. Generators are dispatched in order; those with the lowest marginal cost are generally deployed first.
• Curva de frequência de carga residual. A carga residual representa a demanda que deve ser atendida por geradores despacháveis ​​após subtrair a geração renovável variável. A carga residual ao longo do ano pode ser exibida como uma distribuição de frequência. Em termos simplificados, o preço da eletricidade em um mercado competitivo a qualquer momento é definido pelo gerador de custo marginal mais alto necessário para atender à carga residual (na prática, os preços podem diferir do custo marginal devido a comportamentos de licitação dos participantes do mercado e inflexibilidades vegetais). Em algumas circunstâncias, a demanda residual excede a capacidade ou disposição dos geradores de fornecer eletricidade. Nesse caso, o preço da eletricidade é determinado por um preço de “limite”, que pode ser ordens de magnitude maior que o preço médio. Por outro lado, há momentos em que a necessidade de geradores despacháveis ​​funcionam com uma carga mínima, juntamente com a geração de "barreiras obrigatórias", excede a demanda por eletricidade e o preço é definido em um "piso", que na maioria dos mercados é negativo. Este segundo, a volatilidade "todos os dias" é mais substancial em mercados com uma ordem de mérito acentuada de fontes despacháveis, uma ampla distribuição de carga residual ou ambos (Anexo A, Caixa 1). (Uma distribuição mais ampla de carga residual, seguida por uma ordem de mérito mais acentuada de fontes despacháveis). Com o tempo, esses fatores levam a uma maior volatilidade dos preços. Mas, em primeira instância, a geração renovável variável pode ter o efeito oposto. E como a quantidade de geração renovável variável varia com o clima, não com a demanda, também tem o efeito de ampliar a distribuição da demanda residual: os picos de demanda residual não reduzem muito, enquanto durante períodos de vento forte ou sol tanta eletricidade renovável pode ser gerada que a demanda residual se torna negativa. Por exemplo, na Austrália do Sul, a demanda de pico geralmente ocorre no final da tarde de um dia quente de verão, quando há muito pouco vento e geração solar começou a cair. Por outro lado, houve períodos em que toda a demanda do estado e mais foi atendida pela produção solar local. A carga residual média mais baixa que resulta dessa dinâmica tende a atenuar os preços médios e a volatilidade dos preços, pois a carga residual é menos exposta à cauda íngreme da ordem de mérito: os geradores com altos custos marginais têm menos probabilidade de ser implantada com o nível médio e a média de preços médios e o preços médios e a base de preços médios e a base de preto e a base de preto-ou a média de um nível de operação: o que é o nível médio do mercado. O horário significa que eles não podem cobrir seus custos fixos (Anexo A, Caixa 3). The load on an electricity system is equivalent to the demand at any point in time. The residual load represents the demand that must be met by dispatchable generators after subtracting variable renewable generation. The residual load over the course of the year can be displayed as a frequency distribution.

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In simplified terms, the price of electricity in a competitive market at any given time is set by the highest-marginal-cost generator required to meet the residual load (in practice, prices can differ from the marginal cost due to bidding behaviors of market participants and plant inflexibilities). In some circumstances, the residual demand exceeds the ability or willingness of generators to supply electricity. In this case, the price of electricity is determined by a price “cap,” which can be orders of magnitude greater than the average price. Conversely, there are times when the need for dispatchable generators to run at a minimum load together with behind-the-meter and other “must-run” generation exceeds the demand for electricity and the price is set at a “floor,” which in most markets is negative.

Volatility occurs due to the combination of a very small number of occasions when the electricity price reaches the cap or floor and far more frequent variability within a standard range. This second, “everyday” volatility is more substantial in markets with a steep merit order of dispatchable sources, a broad distribution of residual load, or both (Exhibit A, Box 1).

Variable Renewable Energy Exacerbates Electricity Price Volatility.

The introduction of meaningful levels of variable renewable energy (VRE) affects electricity markets in a two-step process (a broader distribution of residual load, followed by a steeper merit order of dispatchable sources). Over time, these factors lead to higher price volatility. But in the first instance, variable renewable generation can potentially have the opposite effect.

First of all, introducing VRE reduces the average residual demand in the system (Exhibit A, Box 2). And because the amount of variable renewable generation varies with the weather, not with demand, it also has the effect of broadening the distribution of residual demand: residual demand peaks don’t reduce much, while during periods of strong wind or sun so much renewable electricity can be generated that residual demand becomes negative. For example, in South Australia, peak demand often occurs late in the afternoon of a hot summer day, when there is very little wind and solar generation has begun to tail off. Conversely, there have been periods where the entire demand of the state, and more, was met by local solar production. The lower average residual load that results from this dynamic tends to dampen both average prices and price volatility as the residual load is less exposed to the steep tail of the merit order: generators with high marginal costs are less likely to be deployed.

This leads to the second development: mid-merit plants—often powered by black coal or natural gas—exit the market because the low average prices they receive and a reduction in their operating hours mean they cannot cover their fixed costs (Exhibit A, Box 3).

O efeito líquido dos dois desenvolvimentos descritos acima é uma ordem de mérito íngreme “oco” que, juntamente com a demanda residual mais variável, leva a preços de eletricidade muito mais variáveis. Esses recursos podem ser vistos claramente ocorrendo no mercado da Austrália do Sul na última década (consulte o Anexo B). já deve ser visto no sul da Austrália (Anexo B, Box 1). Entre 2011 e 2019, a geração renovável variável reduziu a carga residual anual média de cerca de 1.050 mwh para 465 MWh e a tornou mais volátil, com seu desvio padrão aumentando em torno de 325 mwh para 440 MWh (Anexo B, Box 2). EXIDENTE desde 2011. Essa retirada de usinas de carvão, juntamente com um aumento nos preços do gás natural de cerca de US $ 3,5 por gigajoule em 2011 a mais de US $ 9 por gigajoule em 2019, levou o custo marginal de plantas a gás e a curva de suprimento (a exposição B, a caixa 3). Os preços da eletricidade caem acentuadamente, enquanto os períodos de baixa geração de renováveis ​​acionam os preços até níveis muito altos. Na Austrália do Sul, foi essa dinâmica que liderou a média de volatilidade dos preços do dia ao longo do ano a aumentar em cerca de 180% entre 2011 e 2019.

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South Australia: A Vision of the Future for Energy Markets?

The impact of VRE on electricity prices can already be seen in South Australia (Exhibit B, Box 1). Between 2011 and 2019, variable renewable generation reduced the average yearly residual load from around 1,050 MWh to 465 MWh and made it more volatile, with its standard deviation increasing from around 325 MWh to 440 MWh (Exhibit B, Box 2).

Because of this new residual load profile, over 2,500 MW of coal-fired generation in South Australia and the neighboring Victoria region has exited since 2011. This withdrawal of coal plants, together with a surge in natural gas prices from around AU$3.5 per gigajoule in 2011 to over AU$9 per gigajoule in 2019, drove up the marginal cost of gas-fired plants and steepened the supply curve (Exhibit B, Box 3).

In markets where renewables are established, periods of high renewables generation cause electricity prices to fall sharply, whereas periods of low renewables generation drive prices up to very high levels. In South Australia, it was this dynamic that led the average within-day price volatility throughout the year to increase by around 180% between 2011 and 2019.

O fenômeno da extrema volatilidade não é (ainda) universal. Analisamos 19 mercados liberalizados de eletricidade de 2011 a 2019, excluindo 2020 e 2021 devido às anomalias resultantes da pandêmica covid-19 e subsequente rebote, embora a extensão dessas flutuações seja, por si só, instrutiva da volatilidade nos mercados de energia. (Veja o “escopo da análise” da barra lateral para obter detalhes). Descobrimos que a relação entre a penetração de renováveis ​​variáveis ​​e a volatilidade dos preços não é direta. Alguns mercados, como a Dinamarca, têm níveis muito altos de VRE e desfrutam de preços relativamente estáveis; Outros, como o Texas, têm níveis mais baixos de renováveis ​​variáveis, mas maior volatilidade dos preços. (Veja o Anexo 2). Por que isso? Nossa análise quantitativa abrange o período entre 2011 e 2019. Ao desenvolver este artigo, optamos por não considerar os dados disponíveis para 2020, devido às anomalias resultantes da pandemia Covid-19. Os dados para 2021 ainda não estavam disponíveis durante o período de redação. Para a Austrália e a Nova Zelândia, usamos preços horários em tempo real, pois os mercados do dia seguinte não existem. Vale a pena notar que a volatilidade também se manifesta em outros mercados de curto prazo. Isso inclui mercados intra-dias (onde os comerciantes podem adaptar suas posições diárias), mercados de balanceamento em tempo real (onde os desvios em tempo real de posições programados são liquidados pelo preço do desequilíbrio), e os mercados auxiliares de serviços, como os do controle de frequência. Por exemplo, os preços de desequilíbrio em tempo real belga e holandesa entre 2011 e 2019 experimentaram a volatilidade dentro do dia, três a cinco vezes mais, em média, do que no mercado do dia seguinte. Isso também é mostrado em pesquisas científicas que estimaram que o potencial de arbitragem era cinco vezes maior nos mercados de desequilíbrio em tempo real belga e holandesa do que nos mercados do dia seguinte. Tom Brijs, Frederik Geth, Cedric de Jonghe e Ronnie Belmans, “Quantificando oportunidades de arbitragem de armazenamento de eletricidade nos mercados de eletricidade de curto prazo na região da CWE”

But while a high penetration of variable renewables leads to significant price volatility in some markets, that’s not the case for all markets. We analyzed 19 liberalized electricity markets from 2011 to 2019, excluding 2020 and 2021 due to the anomalies resulting from the COVID-19 pandemic and subsequent rebound, though the extent of those fluctuations is in itself instructive of volatility in energy markets. (See the sidebar “Scope of Analysis” for details). We found that the relationship between variable renewables penetration and price volatility is not straightforward. Some markets, such as Denmark, have very high levels of VRE and enjoy relatively stable prices; others, such as Texas, have lower levels of variable renewables but higher price volatility. (See Exhibit 2). Why is that?

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Esperamos que a volatilidade se afirme mesmo nos mercados que o evitaram até agora

O Anexo 2 inclui vários mercados que já possuem níveis significativos de VRE, mas evitaram a pior volatilidade dos preços. Esses mercados possuem recursos distintos de redução de volatilidade que funcionam achatando a ordem de mérito (curva de fornecimento) ou estreitando a variabilidade na demanda residual (demanda de eletricidade menos produção de VRE). Esses recursos incluem:

• Mercados de capacidade que retêm plantas de mérito médio, fornecendo pagamentos fixos
• Interconexões entre mercados que agrupam a demanda e a oferta, reduzindo a variabilidade
• Energy storage, usually in the form of pumped hydro generation
• Market design constraints such as price caps and floors

Aguramos os mercados com base na extensão em que esses recursos estão presentes e descobrimos que surgiram três grupos. (See Exhibit 3.)

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The first group consists of electricity markets that (during the time frame of our analysis) didn’t yet have capacity markets, did have very high price caps in line with what power system economists call the “value of lost load” (typically US $ 10.000 a US $ 20.000 por MWh) e tinham interconexões limitadas com mercados vizinhos e/ou armazenamento limitado e geração hidrelétrica em relação ao tamanho do mercado. Exemplos incluem Texas (Conselho de Confiabilidade Elétrica do Texas-ERERCOT), Costa Leste da Austrália (mercado nacional de eletricidade-NEM) e Nova Zelândia. Eles incluem a maioria dos países na Europa Central e Ocidental; Irlanda e Reino Unido; California (Operador de Sistema Independente da Califórnia - Caiso) e o leste dos EUA (interconexão PJM). Por exemplo, a Espanha e Portugal têm níveis relativamente altos de hidrelétricas e plantas hidrelétricas bombeadas; A Espanha fornece pagamentos de capacidade que apoiaram um excesso de plantas de mérito médio; E ambos os mercados tinham rigorosos limites de preço e pisos de € 180/MWh e € 0/MWh, respectivamente (embora, desde meados de 2021, ambos os mercados tenham alinhado seus preços e pisos com outros países da Europa continental). Outro exemplo são os países escandinavos, que são fortemente interconectados e têm níveis significativos de barragens hidrelétricas despacháveis ​​e armazenamento hidrelétrico bombeado. (Veja o Anexo 4.) O primeiro grupo de mercados se comporta de maneira semelhante ao exemplo da Austrália do Sul (descrito na barra lateral "Compreendendo os fatores de volatilidade nos preços da eletricidade"), com volatilidade de preços muito alta em todos eles. Mas mesmo nesse grupo, a volatilidade aumenta à medida que a penetração de renováveis ​​variáveis ​​aumenta. O padrão é repetido nos outros grupos, que compartilham um grau semelhante de recursos de redução de volatilidade. Ocorrendo na segunda metade de 2021), apesar de integrar níveis mais altos de fontes de VRE, esperamos que a volatilidade aumente à medida que a geração de VRE cresce e as plantas mais convencionais saem. No entanto, em um futuro em que a maioria, se não todos os países vizinhos, tenha uma penetração muito mais profunda de recursos energéticos renováveis, com padrões semelhantes (mesmo que não totalmente correlacionados), eles não serão capazes de confiar um no outro para equilibrar a variabilidade em seus próprios sistemas de eletricidade. Esperamos que até países da Europa Central e Ocidental, que hoje se beneficiem de fortes interconexões, experimentem maior volatilidade dos preços. Eles também devem planejar com antecedência para evitar os piores efeitos da volatilidade dos preços. Além disso, governos e designers precisarão estar cientes de que o aumento da penetração do VRE deixará seus sistemas nacionais de energia que enfrentam um impacto maior dos aumentos nos preços do gás natural, bem como na volatilidade dos preços da eletricidade. (Veja a barra lateral “Um efeito colateral importante: exposição aos preços do gás natural.”)

The second set of markets is characterized by substantial interconnections with neighboring markets, lower regulatory price caps (typically still a few thousand US dollars per MWh), and generally some form of capacity market in addition to the energy-only market. They include most countries in Central and Western Europe; Ireland and the UK; California (California Independent System Operator—CAISO), and the eastern US (PJM Interconnection).

In the third group, some or all of the features that have a mitigating effect on price volatility are strongly present. For example, Spain and Portugal have relatively high levels of hydro and pumped hydro plants; Spain provides capacity payments that have supported an excess of mid-merit plants; and both markets had stringent price caps and floors of €180/MWh and €0/MWh, respectively (although, since mid-2021, both markets have aligned their price caps and floors with other countries in continental Europe). Another example is the Scandinavian countries, which are strongly interconnected and have significant levels of dispatchable hydro dams and pumped hydro storage.

Within each of these three groups, there is a clear relationship between greater levels of VRE and higher price volatility. (See Exhibit 4.) The first group of markets behaves in a similar way to the South Australian example (described in the sidebar “Understanding the Drivers of Volatility in Electricity Prices”), with very high price volatility in all of them. But even in this group, volatility increases as the penetration of variable renewables rises. The pattern is repeated in the other groups, which share a similar degree of volatility-reducing features.

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While most markets in the latter two groups have escaped the highest levels of price volatility (during our time frame, excluding the events occurring in the second half of 2021) despite integrating higher levels of VRE sources, we expect volatility to increase as VRE generation grows and more conventional plants exit.

Based on our findings, it may be tempting for countries with strong connections to neighboring markets to conclude that they are immune to the price volatility caused by high VRE generation. However, in a future where most, if not all, neighboring countries have much deeper penetration of renewable energy resources, with similar (even if not fully correlated) generating patterns, they will not be able to rely on each other to balance out variability in their own electricity systems. We expect even countries in Central and Western Europe, which benefit today from strong interconnections, to experience higher price volatility.

In these markets too, governments and electricity system designers cannot afford to be complacent. They must also plan ahead to avoid the worst effects of price volatility. In addition, governments and designers will need to be aware that increased penetration of VRE will leave their national power systems facing a greater impact from rises in natural gas prices as well as electricity price volatility. (See the sidebar “An Important Side-Effect: Exposure to Natural Gas Prices.”)

Cinco mecanismos para gerenciar a volatilidade do preço da eletricidade: prossiga com cautela

A volatilidade normal de preço não é necessariamente um fenômeno a ser evitado. A volatilidade extrema de preços, no entanto, pode aumentar o custo do gerenciamento de riscos para clientes e geradores de energia. Nem todas as abordagens são iguais. Alguns incorrem custos ocultos, enquanto outros são efetivos apenas temporariamente e precisam ser suportados por medidas mais permanentes. produzir quando for consumido.

We’ve identified five ways that stakeholders can manage the impact of VRE generation on price volatility. Not all approaches are equal. Some incur hidden costs, while others are effective only temporarily and need to be supported by more permanent measures.

Consume renewable energy when it is produced and produce when it is consumed. Volatilidade do preço cria um incentivo para os consumidores mudarem sua demanda para períodos em que há geração suficiente do solar e do vento. Isso exigirá que as empresas investam em ativos e alterarão suas operações, para que sejam mais flexíveis na maneira como consomem eletricidade. A recompensa: uma grande parcela da demanda de eletricidade pode ser atendida a um custo relativamente baixo. Em vez de apenas incentivar as renováveis ​​que fornecem o menor custo nivelado de eletricidade, os governos e os designers do mercado de eletricidade devem garantir uma mistura de tecnologias, projetos e locais renováveis ​​que se correlacionam bem com a demanda existente e planejada. Por outro lado, há também uma oportunidade de incentivar a nova indústria com demanda flexível que é bem compatível com locais com recursos de VRE de baixo custo.

At the same time, it is important that the mix of VRE generation is optimized, especially when subsidized by governments. Rather than just encouraging renewables that provide the lowest levelized cost of electricity, governments and electricity market designers should ensure a mix of renewable technologies, designs, and locations that correlate well with existing and planned demand. On the flip side, there is also an opportunity to encourage new industry with flexible demand that is well-matched to locations with low-cost VRE resources.

One potential option for markets with extremely low-cost VRE will be to overbuild the renewable generation needed to supply current demand and to introduce new, highly flexible forms of demand—most notably green hydrogen production—that can soak up excess power generation.

Reduza a demanda residual antes do fechamento da capacidade de geração despachável. RESIDE A DEMANCEIRA RESIDUAL-ATRAVÉS DO CONSUMO DE MAIS OU INTRODUÇÃO EXCESSO RENOWÍVEL-PRIMEIRA PRIMEIRO O FECHADO DE PLANTAS AMONDADAS DE FOSSIL Tende a manter o mercado excepcionado com energia e, portanto, reduz os preços da eletricidade e a volatilidade. Mas a destruição deliberada da demanda (por exemplo, permitir que uma fundição de alumínio feche) vem com custos industriais e sociais. E, ao introduzir geração renovável antes do fechamento de geradores despacháveis, pode reduzir os preços e a volatilidade, é provável que isso exija incentivos ou subsídios do governo. Além disso, ambos os mecanismos podem ser caros. Em alguns casos, a introdução precoce de renováveis ​​resultou na situação aparentemente perversa em que as renováveis ​​são subsidiadas para entrar no mercado e a geração despachável é simultaneamente subsidiada para permanecer aberta.

The use of energy efficiency measures to lower consumption is welcome. But deliberate demand destruction (for example, allowing an aluminum smelter to close) comes with industrial and social costs. And while introducing renewable generation ahead of the closure of dispatchable generators can curb prices and volatility, this is likely to require government incentives or subsidies.

Both solutions are only temporary, however, until the weakened economics of dispatchable generators force the closure of these plants. In addition, both mechanisms can be costly. In some cases, the early introduction of renewables has resulted in the seemingly perverse situation where renewables are subsidized to enter the market and dispatchable generation is simultaneously subsidized to remain open.

Flatten the merit-order curve. Garantir que haja suficiente a capacidade de energia de médio porte e pico restantes no mercado e que seus custos de combustível sejam baixos o suficiente, resulta em picos de preços reduzidos. Uma maneira de conseguir isso é fazer pagamentos de capacidade aos operadores de plantas despacháveis ​​para apoiar sua renda, apesar do menor horário de funcionamento. Essa abordagem permitiu à Espanha manter plantas combinadas de turbina a gás (CCGT) em seu mix de geração, por exemplo.

A capacidade de manutenção não é suficiente por si só. O acesso a combustível acessível também é necessário. Como os recentes picos nos preços europeus do gás mostraram, altos custos de combustível para fornecedores marginais podem se traduzir em preços altos e voláteis da eletricidade, mesmo quando existe capacidade suficiente de mérito médio.

Maximize interconnections with neighboring markets. interconexões com mercados maiores ou com uma mistura diferente de recursos energéticos podem ajudar a reduzir a volatilidade dos preços. A maximização das interconexões continua sendo um meio viável de combater a volatilidade. Mas ele vem com custos significativos e é de diminuição do benefício à medida que mais interconexão é adicionada, a menos que as conexões liberem diversas fontes de geração. As we have seen, Germany is a prime example: its connection to, for example, France’s nuclear resources, Denmark’s abundant wind resources, Austria’s hydro power, and Poland’s coal-fired generation results in more stable prices despite its high proportion of variable renewables. Maximizing interconnections remains a viable means of tackling volatility. But it comes with significant costs and is of diminishing benefit as more interconnection is added, unless the connections release diverse sources of generation.

Integrate electricity storage. Armazenamento em mercados de eletricidade serve para raspar picos e achatar calhas. Enquanto permanecem relativamente caros, as baterias podem servir para reduzir a volatilidade do preço do dia. Hoje, as baterias não são suportadas apenas por receitas da arbitragem diária, mas são financiadas principalmente por serviços de controle de frequência. A desvantagem deste último é que a demanda por esses tipos de serviços auxiliares é limitada. Por exemplo, grandes reservatórios hidrelétricos bombeados e armazenamento à base de hidrogênio. Exceto nos melhores locais, essas opções permanecem caras e podem enfrentar limitações geográficas. Portanto, eles precisam de um alto nível residual de volatilidade do mercado para justificar investimentos. Grades de energia extensa foram criadas, era comum o fornecimento e o consumo de eletricidade a serem decididos juntos. Para minimizar os custos, os grandes clientes localizaram suas instalações próximas a uma fonte de eletricidade confiável e barata. À medida que as grades se tornaram mais difundidas, isso se tornou menos necessário. No futuro, no entanto, acreditamos que os governos devem considerar mais uma vez os dois lados da equação. Uma maneira de fazer isso é desenvolver soluções industriais de energia que levam em consideração a natureza dos recursos energéticos e a demanda regional. Por exemplo, recursos energéticos baratos, mas variáveis, como a energia solar de baixo custo, poderiam favorecer indústrias flexíveis como a produção de hidrogênio verde, enquanto recursos de maior custo, mas mais confiáveis ​​podem favorecer as indústrias menos flexíveis.
Managing weekly, monthly, and seasonal volatility requires solutions that can store energy for longer periods; for example, large pumped hydro reservoirs and hydrogen-based storage. Except in the best locations, these options remain expensive and may face geographical limitations. Therefore, they need a high residual level of market volatility to justify investments.

Considerations for Governments and Market Bodies

As the shift to variable renewable energy continues, we see two moves that governments and market players can make as they seek to control price volatility.

Take supply and consumption into account together.

Before today’s extensive power grids were created, it was common for the supply and consumption of electricity to be decided together. To minimize costs, large customers located their facilities close to a source of reliable, cheap electricity. As grids became more widespread, this became less necessary. In the future, however, we believe that governments should once again consider both sides of the equation. One way to do this is by developing energy-industrial solutions that take into account the nature of energy resources and demand on a regional basis. For example, cheap but variable energy resources, such as low-cost solar, could favor flexible industries like green hydrogen production, whereas higher-cost but more dependable resources might favor less-flexible industries.

Os governos devem ser cautelosos ao adaptar seus mercados de energia. Acreditamos que os designers devem abordá-los com cautela para evitar que os participantes do mercado, como provedores de flexibilidade do lado da demanda, aumentando assim os custos gerais do sistema. Na pior das hipóteses, eles mantêm o excesso de capacidade dispendiosa, apoiando geradores que não são adequados ao objetivo e carecem de flexibilidade adequada. E, dependendo de como as cobranças que fundem os pagamentos de capacidade são cobradas nos participantes do mercado, eles podem reforçar a volatilidade (por exemplo, por meio de preços críticos de pico) ou diminuir os sinais de maior flexibilidade da demanda (por meio de custos manchados). Mas essas são soluções temporárias, na melhor das hipóteses. Eles neutralizam a capacidade do mercado de sinalizar situações de escassez e superávit, removendo assim os incentivos necessários para investimento e despacho.

Electricity market designers are increasingly looking toward capacity markets as an effective means of ensuring reliability of supply and managing price peaks. We believe designers should approach them with caution to avoid crowding out market participants such as demand-side flexibility providers, thereby increasing overall system costs.

At their best, capacity markets reward (firm) capacities for being available at critical moments. At their worst, they maintain costly excess capacity by supporting generators that are not fit for purpose and lack adequate flexibility. And depending on how the charges that fund capacity payments are levied on market participants, they can reinforce volatility (for example, through critical peak pricing) or dampen signals for greater demand flexibility (through smeared costs).

To curb price volatility, market designers can also be tempted to impose more stringent price caps and floors. But these are temporary solutions at best. They counteract the market’s ability to signal situations of scarcity and surplus, thereby removing necessary incentives for investment and dispatch.

Consumidores e empresas em alguns mercados de energia tiveram sorte. Eles evitaram a volatilidade significativa de preços que geralmente surge de alta geração renovável variável, graças a fatores como fortes interconexões com países vizinhos e armazenamento abundante. Mas governos e designers de sistemas não podem se dar ao luxo de ser complacentes. À medida que as condições mudam e os países aumentam a geração de renováveis ​​para atingir as metas climáticas, manter a tampa da volatilidade dos preços da eletricidade se tornará cada vez mais difícil. Os governos precisarão considerar novas etapas para garantir que os interesses de seus consumidores sejam protegidos e que suas indústrias permaneçam competitivas. publicação. Essas discussões ricas e engajadas permitiram aos autores levar seu pensamento ainda mais. Os autores também agradecem a Charlotte de Causmaecker, Pieter Ediers, Sander Claeys e Konstantinos spiliotis por suas contribuições. Eles também são gratos a Matthew Fletcher por escrever suporte e Monica Jainschigg e Kim Friedman para suporte editorial e de design. BHI Japan

The authors thank BCG’s Thomas Baker, Antti Belt, Eric Boudier, Christophe Brognaux, François Candelon, Sergio Figuerola, Ignacio Hafner, and Lars Holm, with whom they have exchanged ideas during the preparation of this publication. These rich and engaged discussions have allowed the authors to push their thinking further. The authors also thank Charlotte De Causmaecker, Pieter Ediers, Sander Claeys, and Konstantinos Spiliotis for their contributions. They are also grateful to Matthew Fletcher for writing support and Monica Jainschigg and Kim Friedman for editorial and design support.