Ao causar o fechamento das usinas a gás, a energia renovável pode atrapalhar o preço da eletricidade, prejudicando os sinais de investimento. O que vem a seguir dependerá de qual das três tecnologias surgirem para apoiar o aumento de renováveis. É improvável que a transição de combustíveis fósseis para o VRE seja suave. Como os artigos anteriores desta série mostraram, o VRE cria desafios físicos devido à sua intermitência e variabilidade, com diferentes formas de armazenamento de energia emergindo como soluções críticas. Mas o VRE também cria desafios de mercado para os mercados tradicionais apenas de energia por atacado, com o armazenamento improvável para fornecer a solução.
To achieve net-zero emissions by 2050, electricity systems around the world need to use far more variable renewable energy (VRE) generation, particularly solar and wind power. The transition from fossil fuels to VRE is unlikely to be smooth. As previous articles in this series have shown, VRE creates physical challenges due to its intermittency and variability, with different forms of energy storage emerging as critical solutions. But VRE also creates market challenges for traditional wholesale energy-only markets, with storage unlikely to provide the solution.
O gás natural tem um papel fundamental a desempenhar na definição de preços nos mercados de eletricidade somente em energia por atacado de hoje. Devido à maneira como os preços são estabelecidos nesses mercados, os preços do gás determinam desproporcionalmente o preço da eletricidade. Como a entrada de geração e armazenamento substanciais de VRE causa geradores a carvão-e posteriormente geradores a gás-para fechar, ele tem o potencial de minar esse mecanismo. Deixado desmarcado, isso pode levar a preços altos e instáveis da eletricidade, prejudicando os sinais vitais de investimento. Não necessariamente. Dependendo da tecnologia dominante que surge para gerenciar a variabilidade da energia renovável e garantir que exista oferta adequada-seja em emissões zero, armazenamento de gás, armazenamento de energia ou demanda flexível-designers e empresas de mercado podem se adaptar ao novo ambiente, ajustando o design do mercado ou alterando seu comportamento. No entanto, o mercado apenas de energia atacadista pode desempenhar um papel muito diferente do que ele faz hoje. (Consulte “Outros artigos da série.”) Neste artigo, exploramos como a maior penetração da energia renovável variável afetará a maneira como a eletricidade é precificada nos mercados somente de energia no atacado e nas implicações potenciais para o design do mercado de eletricidade. Este artigo é o quarto de uma série que explora mudanças em nossos sistemas de eletricidade e energia mais ampla-e as implicações dessas mudanças para consumidores e governos-que surgirão da mudança maciça para a eletrificação e a energia renovável variável necessária para alcançar nossas ambições de emissão de zero líquido. Nos três primeiros artigos, “
Given the importance of renewables in meeting future global energy needs, are the days of wholesale energy-only electricity markets numbered? Not necessarily. Depending on the dominant technology that emerges to manage the variability of renewable energy and to ensure that adequate supply exists—whether it be zero-emissions gas, energy storage, or flexible demand—market designers and companies can adapt to the new environment, by adjusting the market design or changing their behavior. However, the wholesale energy-only market may play a very different role from the one it does today.
This article is the fourth in a series exploring changes to our electricity and broader energy systems. (See “Other Articles in the Series.”) In this article, we explore how higher penetration of variable renewable energy will impact the way electricity is priced in wholesale energy-only markets and the potential implications for electricity market design.
Other Articles in the Series
Other Articles in the Series
How Electricity Pricing Works
Starting in the late 1990s, a swath of countries opened their electricity markets to competition to increase efficiency and reduce the cost of electricity. As part of this liberalization, market operators introduced wholesale energy-only markets that permitted different types of power generation plants to be dispatched efficiently and were intended to be the primary signal for new investment. Many different designs for liberalized electricity markets can arrive at similar economic results. As an example, the Australian National Electricity Market (NEM) wholesale energy-only market operates as follows:
- Generation plants bid the minimum price at which they are willing to generate electricity. They do this separately for every period (in Australia this happens every five minutes). In theory, these bids reflect generators’ short-run marginal cost (SRMC), the cost of producing an additional unit of power, which in turn is determined largely by their fuel costs.
- Plants are dispatched in a “merit order,” with the plants offering the lowest bids dispatched first, followed by those with higher bids, until electricity generation is sufficient to meet demand.
- The price of electricity at any given time is set by the highest-bidding generator that, taken together with all other generators in the merit order, must be dispatched to meet demand. Market operators pay this price to all generators that have been dispatched, meaning that some plants receive a price that exceeds their SRMC, thus providing a return on their capital investment.
- When demand is so high that generators can’t meet demand, prices reach a very high level, known as the value of lost load. In Australia, this level is $15,500/MWh—which is up to 200 times higher than typical prices. In other markets, a market price cap is set much lower (in Europe, the cap is €3,000/MWh).
- Em muitas jurisdições, as empresas usam mercados de derivativos financeiros e contratos de hedge-geralmente de comprimento e liquidez bastante limitados-para gerenciar sua exposição à variabilidade do mercado à vista. Em alguns mercados, outros mecanismos, como pagamentos de capacidade, fornecem sinais suplementares. Isso inclui se há um limite na quantidade total de eletricidade que eles podem gerar (ou seja, se eles enfrentam uma restrição de energia) e com que facilidade sua saída pode ser ajustada. Com base nesses fatores, segmentamos geradores em cinco categorias. (Consulte “Os geradores de eletricidade têm papéis diferentes na configuração de preços.”)
- Prices (and forecasts of future prices in this market) are intended to provide the bulk of the investment signal to plant owners and investors. In some markets, other mechanisms such as capacity payments provide supplemental signals.
Aside from SRMCs, other factors impact generators’ bidding strategies. These include whether there is a limit on the total amount of electricity they can generate (that is, whether they face an energy constraint) and how easily their output can be adjusted. On the basis of these factors, we segment generators into five categories. (See “Electricity Generators Have Different Roles in Price Setting.”)
Geradores de eletricidade têm papéis diferentes na configuração de preços
Electricity Generators Have Different Roles in Price Setting
Price Setters. These plants are easy to control and generate power for a sustained period. They bid to supply electricity on the basis of their own SRMC, which they determine by means of an external reference price: the underlying cost of fuel, which for most price setters is natural gas.
Price Opportunists. These plants are easy to control, but unlike price setters they are energy constrained: they can produce only a limited supply of electricity before their stored energy runs out. Examples include batteries, conventional hydro plants, and pumped hydro plants (which generate power as water moves from a higher to a lower reservoir and have an SRMC close to zero). They bid on the basis of the opportunity cost of deploying their energy store at another time (we call this Preços oportunistas) e adotam estratégias de licitação projetadas para otimizar o valor desse suprimento limitado. Para fazer isso, eles procuram gerar eletricidade principalmente durante os períodos de pico de preço. Geralmente, eles tentam minimizar outros geradores-geralmente tecnologias de setter de preços-em vez de licitar com base em seu próprio SRMC.
seguidores de preços. Sua controlabilidade é limitada, mas eles podem gerar energia por um longo tempo. Embora eles normalmente lancem pelo menos parte de sua capacidade de geração com base no seu SRMC, eles geralmente oferecem uma parte de sua capacidade de minar os setters de preços, em vez de pegar seu SRMC. Essa estratégia de lances de sombra significa que eles ganham mais receita quando são o gerador marginal. Como eles têm um SRMC quase zero, normalmente precisam aceitar o preço de mercado estabelecido por outros geradores mais distantes ao longo da ordem de mérito. Eles estabelecem o preço da eletricidade quando o vento ou o sol são abundantes, mas esse preço é apenas em zero ou próximo a tais casos, devido ao seu SRMC muito baixo. Enquanto as usinas despacháveis podem subir ou descer prontamente para atender à demanda, o único momento em que faz sentido os que os preços reduzem a geração é quando os preços ficam negativos. É caro e tecnicamente desafiador para essas plantas alterarem sua produção, para que eles aceitem o preço que outros geradores estabeleceram. Eles definem o preço apenas durante condições extremas de mercado. Por exemplo, as usinas de energia inflexíveis às vezes oferecem a preços negativos grandes para garantir os compradores por sua energia, porque não conseguem parar de gerar. These plants, which include black-coal-fired generators, have a low SRMC and so tend to be among the first to be dispatched. Their controllability is limited, but they can generate power for a long time. Although they typically bid at least part of their generating capacity on the basis of their SRMC, they often bid a share of their capacity to undercut the price setters rather than biding at their SRMC. This shadow bidding strategy means that they earn more revenue when they are the marginal generator.
Price Takers. These generators are most commonly variable renewable generators, such as wind and solar plants. Because they have a near-zero SRMC, they typically have to accept the market price set by other generators farther along the merit order. They set the electricity price when wind or sun is abundant, but that price is only ever at or near zero in such cases, due to their very low SRMC. Whereas dispatchable power plants can readily ramp up or down to meet demand, the only time it makes sense for price takers to curtail generation is when prices turn negative.
Price Absorbers. Nuclear power plants and brown-coal-fired generators play a negligible part in setting the price of electricity. It’s expensive and technically challenging for these plants to alter their output, so they accept the price that other generators set. They set the price only during extreme market conditions. For example, inflexible power plants sometimes bid at large negative prices to secure buyers for their energy because they cannot stop generating.
Normalmente, geradores de mérito intermediário a gás (que ajustam sua produção para atender à demanda ao longo do dia) e geradores de pico (que são executados em momentos de alta demanda) estabelecem o preço à vista do atacado na maioria das vezes, direta ou indiretamente, então os chamamos || (Consulte Anexo 1.) O nome é adequado não apenas porque eles definem o preço diretamente quando são o gerador marginal (ou seja, são os últimos na ordem de mérito), mas também porque definem o preço indiretamente através das estratégias de licitação de outros geradores que usam lances dos preços como preço de referência.price setters. (See Exhibit 1.) The name is apt not only because they set the price directly when they are the marginal generator (that is, are last in the merit order), but also because they set the price indirectly via the bidding strategies of other generators that use price setters’ bids as a reference price.
Chamamos geradores como os geradores hidreléticos e o armazenamento de energia, que têm restrições na quantidade de energia que podem produzir, || implantando essa energia em outro momento. Consequentemente, seus lances são frequentemente impactados pelos custos de combustível dos setters de preços.price opportunists because they base their bids on the opportunity cost of deploying that energy at another time. Price opportunists’ supply bids are intended to maximize revenue from the limited amount of electricity they can generate and are typically set just below those of price setters. Consequently, their bids are often impacted by the price setters’ fuel costs.
We call generators with limited flexibility and no energy constraint price followers. Esses geradores normalmente têm um SRMC baixo. Em outras ocasiões, seus lances referenciam o SRMC da próxima mais alta tecnologia de preços para obter mais receita quando são o gerador marginal-uma estratégia conhecida na Austrália como In most instances, price followers bid on the basis of their SRMC. On other occasions, their bids reference the SRMC of the next-highest price-setting technology to earn more revenue when they are the marginal generator—a strategy known in Australia as shadow bidding. Such bidding strategies extend the influence of gas prices on the price of electricity.
The Importance of Natural Gas
The bidding strategies of different types of generators ensure that price setters and the natural gas that powers them have a disproportionate role in determining the price of electricity. The consequence can be seen in Australia: although gas-fired generators contributed only 12% of power generation from 2014 to 2021, they directly or indirectly impacted the electricity price for nearly 75% of total power generation.
Geração a gás também desempenha um papel de preços dominantes na união européia, em grande parte como o marginal. Lá, os geradores a gás representam menos de 20% da geração total, mas definem o preço mais de dois terços da época.
Como resultado desse efeito, os preços do gás afetam materialmente os preços da eletricidade, com os movimentos nos preços do gás levando a mudanças significativas nos preços da eletricidade. Por exemplo, de 2012 a 2020, o preço médio mensal do atacado na Austrália aumentou em US $ 8/MWh para cada aumento de US $ 1/gj no preço do gás.
This relationship also means that crises in gas markets, such as the current global natural gas market crisis, spill over into electricity markets. For example, from May 2022 to July 2022, Australian domestic gas prices reached $40/GJ, a four- to five-fold increase over typical prices, and this increase flowed through to electricity prices at a similar multiple of typical prices.
The Price-Setting Role of Gas Persists, Even as VRE Enters the Market
À medida que a geração do VRE aumenta, a quantidade de eletricidade que os geradores a gás produzem diminui. Pode ser tentador pensar que a geração de maior VRE também reduziria o papel que o gás desempenha na definição do preço da eletricidade. Mas seu papel de definição de preços persiste. No mesmo período, o papel do gás que o setter de preços diminuiu, embora em uma quantia comparativamente menor - de 70% do tempo em 2014 a 50% em 2021. No entanto, essa alteração oculta um ciclo subjacente de eventos e substa o papel persistente do mercado. Isso ocorre porque a concorrência de fontes de VRE faz com que os geradores a carvão lancem mais frequentemente em seu SRMC, em vez de a bordagem de sombras com base nos lances dos geradores a gás. Posteriormente, no entanto, os geradores a carvão de meio de mérito saem do mercado porque não têm flexibilidade para operar durante longos períodos em que o preço de mercado está abaixo do seu SRMC, e isso faz com que o gás retome sua função dominante de definição de preços. Esse ciclo ocorreu na Austrália em 2017 e provavelmente se repetirá em 2023, à medida que a capacidade de geração adicional a carvão fecha. O resultado é que o gás permanece altamente influente na definição do preço da eletricidade na Austrália, apesar de comandar uma parcela reduzida da geração. Como resultado, sem emissões zero combustíveis ou tecnologias de redução, elas seriam forçadas a fechar. A retirada desses geradores, bem como de seguidores de preços intensivos em emissões, significaria que os únicos geradores que se saíram para definir o preço da eletricidade seriam oportunistas de preço, como armazenamento. Consequentemente, eles tendem a enviar lances de oferta que aproveitam os altos preços que os coletores de preços protegem em momentos de pico de demanda. Mas se os setters de preços saíssem do mercado, os oportunistas de preços não teriam critério para decidir o nível de seus próprios lances. A formação de preços de eletricidade seria efetivamente dissociada de seu principal preço de referência externa - o preço do gás - causando preços de eletricidade para flutuar entre extremos. Isso, por sua vez, tornaria os derivados financeiros e os contratos de hedge extremamente caros, pois os mercados lutam para o preço desse nível de risco. O mercado à vista não seria mais o principal motorista que sustenta as decisões de investimento. No final de junho de 2022, o mercado de eletricidade australiano tornou -se constrangido por energia. Os primeiros geradores a carvão (devido a interrupções, inundações em minas de carvão e problemas da cadeia de suprimentos) e, em seguida, geradores a gás (devido ao aumento da demanda de gás e mais baixos níveis de armazenamento) tornaram-se restritos a combustível. Como resultado, a economia sugere que esses geradores tendem a se comportar mais como oportunistas de preços, gerando eletricidade nos momentos mais valiosos. Isso implicaria que os preços da eletricidade podem ser limitados não pelos preços do gás, mas por um mecanismo de captação de preços conhecido como limiar de preço
In Australia, the amount of electricity that gas-fired generators produced fell from 15% in 2014 to just 8% in 2021 due to increased electricity supply from VRE sources. Over the same period, the role of gas as the price setter did diminish, although by a comparatively smaller amount—from 70% of the time in 2014 to 50% in 2021. However, this change hides an underlying cycle of events and underplays the persistent role of gas.
At first, as VRE enters the market, the influence of gas as a price setter declines. This is because competition from VRE sources causes coal-fired generators to more frequently bid at their SRMC rather than shadow-bidding on the basis of gas-fired generators’ bids. Subsequently, however, mid-merit coal-fired generators exit the market because they lack the flexibility to operate during long periods when the market price is below their SRMC, and this causes gas to resume its dominant price-setting role. This cycle occurred in Australia in 2017 and is likely to recur in 2023 as additional coal-fired generating capacity closes. The result is that gas remains highly influential in setting the electricity price in Australia, despite commanding a reduced share of generation.
The Only Thing Worse than Gas Setting the Electricity Price Is Gas Not Setting the Price
Over the long term, the natural-gas-fired peaking generators that remain in operation hinder the goal of a zero-emissions electricity system. As a result, without zero-emissions fuels or abatement technologies, they would be forced to shut. The withdrawal of these generators, as well as of emissions-intensive price followers, would mean that the only generators left to set the electricity price would be price opportunists, such as storage.
As we mentioned earlier, because price opportunists are energy constrained, they look for the best pricing opportunity at any given time. Consequently, they tend to submit supply bids that take advantage of the high prices that price setters secure at times of peak demand. But if the price setters were to exit the market, price opportunists would have no yardstick for deciding the level of their own bids. Electricity price formation would effectively be decoupled from its key external reference price—the price of gas—causing electricity prices to fluctuate between extremes. This, in turn, would make financial derivatives and hedging contracts extremely expensive, as markets struggle to price in this level of risk. The spot market would no longer be the main driver underpinning investment decisions.
Recent events in Australia show how this situation could play out. In late June 2022, the Australian electricity market became energy constrained. First coal-fired generators (due to outages, flooding at coal mines, and supply chain issues) and then gas-fired generators (due to increased gas demand and lower storage levels) became fuel constrained. As a result, the economics suggests that these generators tended to behave more like price opportunists, generating electricity at the most valuable times. This would imply that electricity prices might be limited not by gas prices but instead by a price-capping mechanism known as the Limite cumulativo de preço. Por exemplo, na semana anterior a 17 de julho, quando as restrições de suprimento de gás eram mais desafiadoras, o preço médio da eletricidade ponderada nos estados do NEM continental foi de US $ 500/mWh-além do SRMC dos geradores de pico. Como os mercados de eletricidade devem evoluir para produzir sinais de preços claros e gerar decisões eficazes de investimento? Acreditamos que as respostas para essas perguntas dependem de qual dos três tipos de tecnologia emergem como as soluções dominantes e de firmamento físico (consulte o Anexo 3):
The Effectiveness of Wholesale Energy-Only Markets Will Depend on Technological Developments
What role will wholesale energy-only market pricing play in the future? How must electricity markets evolve to produce clear price signals and drive effective investment decisions? We believe that the answers to these questions depend on which of three types of technology emerge as the dominant, physical firming solutions (see Exhibit 3):
- = Emissões Zero Geração a gás
- GRANELHOTILIFICIAL EMPRESSIONATIONATIONENTES EM TEMPONIES E TECNOLOTIES E TECNOLOTIES ENSTENSIONOTH ENSTENHOENTES DE 3857
- Energy storage and other technologies that time-shift supply or demand
Fatores externos, como custos de tecnologia, recursos locais e a composição da indústria local, determinarão quais tecnologias são as soluções de firmamento dominante em diferentes mercados em todo o mundo. o lado da oferta ou o lado da demanda. (Consulte Anexo 4.)
The implications for market players depend on whether the dominant solutions are energy constrained, as in the case of storage, or energy unconstrained, as in the case of gas-fired generators, and whether the solution is on the supply side or the demand side. (See Exhibit 4.)
Zero-Emissions Gas: Wholesale Energy-Only Markets Continue to Drive Investment
Generation powered by zero-emission gases such as green hydrogen, biogas, or natural gas with carbon capture, utilization, and storage (CCUS) technology could replace today’s natural-gas-fired generators.
In this scenario, sufficient price setter generating capacity could exist to enable price setters to set electricity prices in the spot market, and wholesale energy-only markets would continue to play a meaningful role in driving investment, as they do today.
Greater Flexibility of Demand: Wholesale Energy-Only Markets Evolve to Ration Demand to Meet Supply, and They Continue to Drive Investment
Usuários de energia com demanda altamente flexível podem desempenhar um papel crucial na definição do preço da eletricidade. Até agora, os usuários finais não participaram diretamente do mercado apenas de energia no atacado em escala. Em vez disso, eles usaram mecanismos de resposta à demanda fora do mercado: reduzindo seu consumo durante períodos extremos de demanda. Eles têm processos de produção controláveis e podem variar sua produção em períodos prolongados. Em outras palavras, sua demanda de eletricidade não é crítica no tempo. Mais importante ainda, eles podem basear suas decisões de produção em um preço de referência externo - a receita que eles ganham vendendo seu produto pesado contra o custo variável da eletricidade e outras entradas necessárias para produzi -lo. Outros, como siderúrgicos que usam fornos de arco elétricos (EAFs) e fundições, podem ter algum grau de flexibilidade no volume total que produzem e podem usar estoques para criar flexibilidade em seus cronogramas de produção. demanda
However, some energy users share important characteristics with today’s price setter generators that make them effective replacements. They have controllable production processes and can vary their output over extended periods. In other words, their electricity demand is not time critical. Most importantly, they can base their production decisions on an external reference price—the revenue they earn by selling their product weighed against the variable cost of the electricity and other inputs needed to produce it.
Some of these users, such as hydrogen producers and crypto miners, can treat production as entirely optional. Others, such as steelmakers using electric arc furnaces (EAFs) and smelters, may have some degree of flexibility in the total volume they produce and can use stockpiles to create flexibility in their production schedules.
This flexibility puts them on a different level from users that can flex their electricity demand for short periods but must meet an external constraint over a longer time period (time-critical demand). Os usuários que se enquadram na última categoria incluem veículos elétricos (EVs), que devem ser carregados para executar, e redes de água que processam e bombeam água. eles para fazer uma contribuição de lucro. Essa seria uma mudança significativa nas práticas industriais hoje, que veem os usuários de energia se concentrarem em maximizar a produção. Em vez de racionar a oferta flexível para atender à demanda fixa, o mercado apenas de energia atacadista racionou a demanda flexível para atender à oferta variável de energia renovável. Certamente poderia haver em mercados que produzem volumes significativos de hidrogênio para exportação ou que possuem grandes indústrias de manufatura intensiva em energia. Mas eles não resolvem os desafios do mercado. Esse também seria o caso se a demanda flexível com características oportunistas de preços (como VEs com um tempo de eletricidade crítica do tempo) fosse uma grande tecnologia de firmamento.
To set the price of electricity, highly flexible users such as hydrogen producers and steelmakers would conduct a two-step process:
- Bid to purchase electricity when it is priced below a certain level determined by the external reference price of their end-product, enabling them to make a profit contribution.
- Curtail production if the electricity price rises above that level, rather than continuing to produce at a loss. This would be a significant change from industrial practices today, which see energy users focus on maximizing output.
Significant volumes of price-setting demand could either replace or supplement the role of gas-fired generators in wholesale energy-only markets and drive investment decisions. Rather than rationing flexible supply to meet fixed demand, the wholesale energy-only market would ration flexible demand to meet the variable supply of renewable energy.
Will there be enough energy users possessing these characteristics to make a difference? There certainly could be in markets that produce significant volumes of hydrogen for export or that have large energy-intensive manufacturing industries.
Energy Storage and Other Time-Shifting Technologies: Contracting Markets Drive Investment
Energy storage technologies are emerging as a promising solution for the physical challenges posed by a high penetration of VRE because they firm VRE supply to meet demand. But they do not solve the market challenges.
Because storage and similar solutions are price opportunists, wholesale energy-only markets would create periods of unacceptably high volatility for both consumers and investors. This would also be the case if flexible demand with price opportunist characteristics (such as EVs with a time critical electricity requirement) were a major firming technology.
Electricity markets would have to undergo a fundamental redesign so that longer-term contract markets, such as capacity markets, or separate markets for variable power (with generation “as available”) and firm power (with generation “on demand”) drove investment decisions. Under this approach, remuneration in the variable power market would be based on contracts for difference, with prices reflecting the long-run marginal cost of existing generators. Emerging market redesign proposals from the governments of Greece and the UK are beginning to countenance such a split.
The wholesale energy-only market would have a limited investment role. Its primary raison d’être would be to signal the efficient dispatch of different types of generators, storage, and flexible demand via a merit order. If this redesign doesn’t occur, companies will need to contract outside of the market—for example, by increasing vertical integration or by entering into long-term contracts for energy and capacity.
As the world moves toward greater VRE generation, liberalized electricity markets face a crisis of purpose. Up to now, thermal generators—particularly natural gas-fired generators—have had a dual function, providing both physical stability and market stability to our electricity systems. But while electricity systems may be able to function physically without natural gas, electricity market pricing will break down if other solutions don’t replace the role that gas plays in setting wholesale spot market prices for electricity. Markets will need to be fundamentally redesigned to adapt to this new environment.
How we best adapt our electricity markets in the long term depends on which types of technology—zero-emissions gas, highly flexible demand, or energy storage—become the dominant firming solutions. As such, market designers can’t make decisions in isolation from technology. Moreover, if they are to make net-zero electricity systems a reality, they must take care that their reforms go beyond solving today’s issues and ensure that their designs are compatible with likely technological developments.
