Mercado elétrico - Electricity market

Em termos econômicos, a eletricidade é uma mercadoria que pode ser comprada, vendida e comercializada. Um mercado de eletricidade , também bolsa de energia ou PX , é um sistema que permite compras, por meio de licitações de compra; vendas, por meio de ofertas de venda. Lances e ofertas usam princípios de oferta e demanda para definir o preço. Os contratos de longo prazo são semelhantes aos acordos de compra de energia e geralmente considerados transações bilaterais privadas entre as contrapartes.

As transações de atacado (licitações e ofertas) de eletricidade são normalmente compensadas e liquidadas pelo operador de mercado ou uma entidade independente de propósito específico encarregada exclusivamente dessa função. Os operadores de mercado não compensam as negociações, mas geralmente exigem conhecimento da negociação para manter a geração e o equilíbrio da carga. As commodities dentro de um mercado elétrico geralmente consistem em dois tipos: energia e energia . A potência é a taxa de transferência elétrica líquida medida em qualquer momento e é medida em megawatts (MW). Energia é a eletricidade que flui por um ponto medido por um determinado período e é medida em megawatts-hora (MWh).

Os mercados de commodities relacionadas à energia comercializam a produção líquida de geração por vários intervalos, geralmente em incrementos de 5, 15 e 60 minutos. Os mercados de commodities relacionadas à energia exigidos e gerenciados por (e pagos por) operadores de mercado para garantir a confiabilidade, são considerados serviços auxiliares e incluem nomes como reserva giratória, reserva não giratória, reservas operacionais , reserva responsiva, regulação para cima, regulação para baixo e capacidade instalada .

Além disso, para a maioria dos principais operadores, existem mercados de congestionamento de transmissão e derivados de eletricidade , como futuros e opções de eletricidade , que são ativamente negociados. Esses mercados se desenvolveram como resultado da reestruturação dos sistemas de energia elétrica em todo o mundo. Muitas vezes, esse processo ocorreu em paralelo com a reestruturação dos mercados de gás natural .

História

Uma introdução controversa de conceitos de mercado de energia e privatização de sistemas de energia elétrica ocorreu no Chile no início dos anos 1980, em paralelo com outras reformas orientadas para o mercado associadas aos Chicago Boys . O modelo chileno foi geralmente considerado um sucesso em trazer racionalidade e transparência para a precificação de energia. A Argentina melhorou o modelo chileno, impondo limites rígidos à concentração de mercado e melhorando a estrutura de pagamentos às unidades mantidas em reserva para garantir a confiabilidade do sistema. Um dos principais objetivos da introdução de conceitos de mercado na Argentina era privatizar os ativos de geração existentes (que haviam caído em degradação sob o monopólio estatal, resultando em frequentes interrupções de serviço) e atrair o capital necessário para a reabilitação desses ativos e para expansão do sistema. O Banco Mundial foi ativo na introdução de uma variedade de mercados híbridos em outras nações latino-americanas, incluindo Peru, Brasil e Colômbia, durante a década de 1990, com sucesso limitado.

Um salto quântico na teoria do preço da eletricidade ocorreu em 1988, quando quatro professores do MIT e da Boston University (Fred C. Schweppe, Michael C. Caramanis, Richard D. Tabors e Roger E. Bohn) publicaram um livro intitulado "Spot Pricing of Electricity " Ele apresentou o conceito de que os preços em cada local em um sistema de transmissão deveriam refletir o custo marginal de atender a uma unidade adicional de demanda naquele local. Em seguida, propôs quantificar esses preços resolvendo um problema de minimização de custos em todo o sistema, ao mesmo tempo em que obedecia a todas as restrições operacionais do sistema, como limites de capacidade do gerador, cargas de localização, limites de fluxo de linha, etc., usando software de programação linear. Os preços marginais locacionais surgiram então como preços sombra para relaxar o limite de carga em cada local.

Um evento importante para os mercados de eletricidade ocorreu em 1990, quando o governo do Reino Unido sob Margaret Thatcher privatizou a indústria de fornecimento de eletricidade do Reino Unido . O processo seguido pelos britânicos foi então usado como modelo (ou pelo menos um catalisador) para a reestruturação de vários outros países da Commonwealth, notadamente o National Electricity Markets da Austrália e Nova Zelândia e o Alberta Electricity Market no Canadá.

Nos Estados Unidos, o modelo tradicional de energia elétrica integrada verticalmente com um sistema de transmissão projetado para atender seus próprios clientes funcionou extremamente bem por décadas. À medida que a dependência de um fornecimento confiável de eletricidade cresceu e a eletricidade foi transportada por distâncias cada vez maiores, desenvolveram-se interconexões de rede síncronas em áreas amplas. As transações eram relativamente poucas e geralmente agendadas com bastante antecedência.

No entanto, na última década do século 20, alguns formuladores de políticas e acadêmicos dos Estados Unidos afirmaram que a indústria de energia elétrica acabaria por sofrer uma desregulamentação e operadores de sistema independentes (ISOs) e organizações regionais de transmissão (RTOs) foram estabelecidas. Eles foram concebidos como a forma de lidar com o número cada vez maior de transações que ocorrem em um ambiente competitivo. Cerca de uma dúzia de estados decidiram desregulamentar, mas alguns desistiram após a crise de eletricidade na Califórnia de 2000 e 2001.

Em diferentes processos de desregulamentação, as instituições e os projetos de mercado costumavam ser muito diferentes, mas muitos dos conceitos subjacentes eram os mesmos. São eles: separar as funções potencialmente competitivas de geração e varejo das funções de monopólio natural de transmissão e distribuição ; e estabelecer um mercado de eletricidade no atacado e um mercado de eletricidade no varejo . O papel do mercado grossista é permitir a negociação entre geradores, retalhistas e outros intermediários financeiros, tanto para entrega de electricidade a curto prazo (ver preço à vista ) como para períodos de entrega futuros (ver preço futuro ).

Alguns estados isentam os serviços públicos de propriedade de não investidores de alguns aspectos da desregulamentação, como a escolha do fornecedor pelo cliente. Por exemplo, alguns dos estados da Nova Inglaterra isentam as usinas de iluminação municipais de vários aspectos da desregulamentação e essas concessionárias municipais não precisam permitir que os clientes comprem de fornecedores concorrentes. As concessionárias municipais nesses estados também podem optar por funcionar como concessionárias verticalmente integradas e operar ativos de geração dentro e fora de sua área de serviço para abastecer seus clientes de concessionárias, bem como vender a produção para o mercado.

Natureza

A eletricidade é por natureza difícil de armazenar e deve estar disponível sob demanda. Consequentemente, ao contrário de outros produtos, não é possível, em condições normais de operação, mantê-lo em estoque, racioná-lo ou fazer com que os clientes fiquem em fila para obtê-lo. Além disso, a demanda e a oferta variam continuamente.

Há, portanto, um requisito físico para uma agência de controle, a operadora do sistema de transmissão , coordenar o despacho das unidades geradoras para atender a demanda esperada do sistema em toda a rede de transmissão. Se houver uma incompatibilidade entre a oferta e a demanda, os geradores aumentam ou diminuem a velocidade, fazendo com que a frequência do sistema (50 ou 60 hertz ) aumente ou diminua. Se a frequência cair fora de uma faixa predeterminada, o operador do sistema agirá para adicionar ou remover geração ou carga.

A proporção de eletricidade perdida na transmissão e o nível de congestionamento em qualquer ramal específico da rede influenciarão o despacho econômico das unidades de geração.

Os mercados podem se estender além das fronteiras nacionais.

Mercado atacadista de eletricidade

Um mercado atacadista de eletricidade existe quando geradores concorrentes oferecem sua produção de eletricidade aos varejistas. Os varejistas então reavaliam o preço da eletricidade e a levam ao mercado. Embora os preços de atacado costumavam ser domínio exclusivo de grandes fornecedores de varejo, cada vez mais mercados como a Nova Inglaterra estão começando a se abrir para os usuários finais. Grandes usuários finais que buscam cortar despesas desnecessárias em seus custos de energia estão começando a reconhecer as vantagens inerentes a esse movimento de compra. Os consumidores que compram eletricidade diretamente de geradores é um fenômeno relativamente recente.

A compra de eletricidade no atacado tem suas desvantagens (incerteza do mercado, custos de associação, taxas de instalação, investimento colateral e custos de organização, já que a eletricidade precisaria ser comprada diariamente), no entanto, quanto maior a carga elétrica do usuário final, o maior o benefício e o incentivo para fazer a troca.

Para o florescimento de um mercado grossista de eletricidade economicamente eficiente, é essencial que sejam cumpridos vários critérios, nomeadamente a existência de um mercado à vista coordenado que tenha "despacho económico baseado em licitações, com restrições de segurança e preços nodais". Esses critérios foram amplamente adotados nos Estados Unidos, Austrália, Nova Zelândia e Cingapura.

Despacho econômico baseado em lances, com restrições de segurança e preços nodais

O preço do sistema no mercado do dia seguinte é, em princípio, determinado por ofertas correspondentes de geradores a lances de consumidores em cada nó para desenvolver um preço de equilíbrio de oferta e demanda clássico , geralmente em um intervalo de hora, e é calculado separadamente para sub-regiões em em que o modelo de fluxo de carga do operador do sistema indica que as restrições vincularão as importações de transmissão.

Os preços teóricos da eletricidade em cada nó da rede é um " preço sombra " calculado , em que se assume que um quilowatt-hora adicional é exigido no nó em questão, e o custo incremental hipotético para o sistema que resultaria de o redespacho otimizado de unidades disponíveis estabelece o custo de produção hipotético do quilowatt-hora hipotético. Isso é conhecido como preço marginal de localização (LMP) ou preço nodal e é usado em alguns mercados desregulamentados, mais notavelmente no Midcontinent Independent System Operator , PJM Interconnection , ERCOT , Nova York e mercados da Nova Inglaterra nos Estados Unidos, Nova Zelândia , e em Cingapura.

Na prática, o algoritmo LMP descrito acima é executado, incorporando um cálculo de despacho de menor custo com restrição de segurança (definido abaixo) com fornecimento baseado nos geradores que enviaram ofertas no mercado do dia seguinte e demanda baseada em lances de carga servindo entidades que drenam suprimentos nos nós em questão.

Devido a várias não convexidades presentes nos mercados atacadistas de eletricidade, na forma de economias de escala, custos de inicialização e / ou encerramento, custos evitáveis, indivisibilidades, requisitos mínimos de fornecimento, etc., alguns fornecedores podem incorrer em perdas sob o LMP , por exemplo, porque eles podem falhar em recuperar seu custo fixo apenas por meio do pagamento de mercadorias. Para resolver este problema, vários esquemas de preços que elevam o preço acima do custo marginal e / ou fornecem pagamentos colaterais (aumentos) foram propostos. Liberopoulos e Andrianesis (2016) revisam e comparam vários desses esquemas quanto ao preço, aumentos e lucros que cada esquema gera.

Embora em teoria os conceitos de LMP sejam úteis e não estejam evidentemente sujeitos a manipulação, na prática, os operadores de sistema têm uma discricionariedade substancial sobre os resultados de LMP por meio da capacidade de classificar as unidades como operando em "despacho fora de mérito", que são, portanto, excluídas do LMP Cálculo. Na maioria dos sistemas, as unidades que são despachadas para fornecer energia reativa para suportar as redes de transmissão são declaradas como "fora de mérito" (embora estas sejam normalmente as mesmas unidades que estão localizadas em áreas restritas e resultariam em sinais de escassez) . Os operadores do sistema também normalmente colocam as unidades online para mantê-las como "reserva giratória" para proteger contra interrupções repentinas ou rampas de demanda inesperadamente rápidas e declaram-nas "fora de mérito". O resultado é freqüentemente uma redução substancial no preço de liquidação em um momento em que o aumento da demanda resultaria em preços crescentes.

Os pesquisadores notaram que uma variedade de fatores, incluindo tetos de preços de energia definidos bem abaixo do valor putativo de escassez de energia, o efeito de despacho "fora do mérito", o uso de técnicas como reduções de tensão durante períodos de escassez sem escassez correspondente sinal de preço , etc., resulta em um problema de "falta de dinheiro". A conseqüência é que os preços pagos aos fornecedores no "mercado" estão substancialmente abaixo dos níveis necessários para estimular a entrada de novos. Os mercados, portanto, têm sido úteis para trazer eficiências para operações e despacho do sistema de curto prazo, mas têm sido uma falha no que foi anunciado como um benefício principal: estimular novos investimentos adequados onde for necessário, quando for necessário.

Nos mercados LMP, onde existem restrições em uma rede de transmissão, há uma necessidade de uma geração mais cara ser despachada no lado a jusante da restrição. Os preços de cada lado da restrição se separam, dando origem a preços de congestionamento e aluguéis de restrição .

Uma restrição pode ser causada quando um determinado ramal de uma rede atinge seu limite térmico ou quando uma potencial sobrecarga ocorrerá devido a um evento contingente (por exemplo, falha de um gerador ou transformador ou queda de linha) em outra parte da rede. Este último é conhecido como restrição de segurança . Os sistemas de transmissão são operados para permitir a continuidade do fornecimento, mesmo que um evento contingente, como a perda de uma linha, ocorra. Isso é conhecido como sistema de restrição de segurança .

Na maioria dos sistemas, o algoritmo usado é um modelo "DC" em vez de um modelo "AC", de modo que as restrições e o redespacho resultantes dos limites térmicos são identificados / previstos, mas as restrições e o redespacho resultantes de deficiências de energia reativa não são. Alguns sistemas levam em consideração as perdas marginais. Os preços no mercado em tempo real são determinados pelo algoritmo LMP descrito acima, equilibrando a oferta das unidades disponíveis. Esse processo é realizado a cada intervalo de 5 minutos, meia hora ou hora (dependendo do mercado) em cada nó da rede de transmissão . O cálculo hipotético de redespacho que determina o LMP deve respeitar as restrições de segurança e o cálculo de redespacho deve deixar margem suficiente para manter a estabilidade do sistema no caso de uma interrupção não planejada em qualquer parte do sistema. Isso resulta em um mercado à vista com "despacho econômico baseado em lances, com restrições de segurança e preços nodais".

Mais informações: mercado de eletricidade da Nova Zelândia

Muitos mercados estabelecidos não empregam preços nodais, sendo exemplos o Reino Unido, EPEX SPOT (a maioria dos países europeus) e Nord Pool Spot (países nórdicos e bálticos).

Gerenciamento de riscos

A gestão de risco financeiro é freqüentemente uma alta prioridade para participantes em mercados de eletricidade desregulamentados devido aos riscos substanciais de preço e volume que os mercados podem apresentar. Uma consequência da complexidade de um mercado de eletricidade no atacado pode ser a volatilidade de preços extremamente alta em momentos de pico de demanda e escassez de fornecimento. As características particulares desse risco de preço são altamente dependentes dos fundamentos físicos do mercado, como o mix de tipos de usinas de geração e a relação entre a demanda e os padrões climáticos. O risco de preço pode ser manifestado por "picos" de preço que são difíceis de prever e por "etapas" de preço quando o combustível subjacente ou a posição da planta muda por longos períodos.

O risco de volume é frequentemente usado para denotar o fenômeno pelo qual os participantes do mercado de eletricidade têm volumes ou quantidades incertas de consumo ou produção. Por exemplo, um varejista é incapaz de prever com precisão a demanda do consumidor por uma hora específica, além de alguns dias no futuro, e um produtor é incapaz de prever o tempo preciso em que terá a planta paralisada ou escassez de combustível. Um fator de composição também é a correlação comum entre eventos extremos de preço e volume. Por exemplo, os aumentos de preços ocorrem frequentemente quando alguns produtores apresentam interrupções na fábrica ou quando alguns consumidores estão em um período de pico de consumo. A introdução de quantidades substanciais de fontes de energia intermitentes , como a energia eólica, pode afetar os preços de mercado.

Os varejistas de eletricidade, que em conjunto compram no mercado atacadista, e os geradores que, em conjunto, vendem no mercado atacadista, estão expostos a esses efeitos de preço e volume e, para se protegerem da volatilidade, firmarão " contratos de hedge " entre si. A estrutura desses contratos varia de acordo com o mercado regional devido a diferentes convenções e estruturas de mercado. No entanto, as duas formas mais simples e mais comuns são contratos a termo de preço fixo simples para entrega física e contratos por diferenças em que as partes concordam com um preço de exercício por períodos de tempo definidos. No caso de um contrato por diferença , se um índice de preços de atacado resultante (conforme referenciado no contrato) em qualquer período de tempo for superior ao preço de "exercício", o gerador reembolsará a diferença entre o preço de "exercício" e o real preço para esse período. Da mesma forma, um varejista reembolsará a diferença ao gerador quando o preço real for menor que o "preço de exercício". O índice de preço real é algumas vezes referido como o preço "à vista" ou "pool", dependendo do mercado.

Muitos outros acordos de hedge, como contratos de swing, licitação virtual , direitos de transmissão financeira, opções de compra e opções de venda, são negociados em sofisticados mercados de eletricidade. Em geral, eles são projetados para transferir riscos financeiros entre os participantes.

Mercados atacadistas de eletricidade

Trocas de energia elétrica

Consulte também: Contrato à vista , Lista de bolsas de commodities e Regulamento sobre Integridade e Transparência do Mercado Atacadista de Energia

Uma bolsa de energia elétrica é uma bolsa de mercadorias que lida com energia elétrica :

Mercado varejista de eletricidade

Artigo principal: Varejo de eletricidade

Existe um mercado de varejo de eletricidade quando os consumidores finais podem escolher seu fornecedor entre os varejistas de eletricidade concorrentes ; um termo usado nos Estados Unidos para esse tipo de escolha do consumidor é 'escolha de energia'. Uma questão separada para os mercados de eletricidade é se os consumidores enfrentam ou não preços em tempo real (preços baseados no preço variável de atacado) ou um preço que é definido de alguma outra forma, como custos médios anuais. Em muitos mercados, os consumidores não pagam com base no preço em tempo real e, portanto, não têm incentivos para reduzir a demanda em momentos de preços altos (no atacado) ou para deslocar sua demanda para outros períodos. A resposta da demanda pode usar mecanismos de preços ou soluções técnicas para reduzir a demanda de pico.

Geralmente, a reforma do varejo de eletricidade decorre da reforma do atacado de eletricidade. No entanto, é possível ter uma única empresa de geração de energia elétrica e ainda assim ter concorrência no varejo. Se um preço de atacado puder ser estabelecido em um nó da rede de transmissão e as quantidades de eletricidade naquele nó puderem ser reconciliadas, a competição por clientes varejistas dentro do sistema de distribuição além do nó será possível. No mercado alemão, por exemplo, grandes concessionárias verticalmente integradas competem entre si por clientes em uma rede mais ou menos aberta.

Embora as estruturas de mercado variem, existem algumas funções comuns que um varejista de eletricidade deve ser capaz de desempenhar, ou para as quais celebrar um contrato, a fim de competir de forma eficaz. A falha ou incompetência na execução de um ou mais dos seguintes levou a alguns desastres financeiros dramáticos:

  • Cobrança
  • Controle de crédito
  • Gestão de clientes por meio de um call center eficiente
  • Contrato de uso do sistema de distribuição
  • Acordo de reconciliação
  • Acordo de compra "pool" ou "mercado spot"
  • Contratos de hedge - contratos por diferenças para gerenciar o risco de "preço à vista"

As duas principais áreas de fraqueza são o gerenciamento de riscos e o faturamento. Nos Estados Unidos, em 2001, California 's falho regulação da concorrência no varejo levou à Califórnia crise de eletricidade e varejistas incumbentes esquerda sujeitos a altos preços à vista, mas sem a capacidade de proteger contra estes (ver Manifesto sobre a crise Califórnia Eletricidade ). No Reino Unido, um varejista, a Independent Energy, com uma grande base de clientes, faliu por não poder cobrar o dinheiro devido dos clientes.

O varejo competitivo precisa de acesso aberto aos cabos de distribuição e transmissão. Isso, por sua vez, exige que os preços sejam definidos para ambos os serviços. Eles também devem fornecer retornos adequados aos proprietários dos fios e encorajar a localização eficiente das usinas. Existem dois tipos de taxas: a taxa de acesso e a taxa normal. A taxa de acesso cobre o custo de ter e acessar a rede de fios disponíveis, ou o direito de usar a rede de transmissão e distribuição existente. A tarifa normal reflete o custo marginal de transferência de eletricidade por meio da rede de fios existente.

Uma nova tecnologia está disponível e foi testada pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos que pode ser mais adequada para preços de mercado em tempo real. Um uso potencial de SOA orientado a eventos (arquitetura orientada a serviços) poderia ser um mercado de eletricidade virtual em que as secadoras de roupas domésticas podem dar lances no preço da eletricidade que usam em um sistema de preços de mercado em tempo real. O preço de mercado em tempo real e o sistema de controle podem transformar os consumidores domésticos de eletricidade em participantes ativos no gerenciamento da rede elétrica e de suas contas mensais de serviços públicos. Os clientes podem definir limites de quanto pagariam pela eletricidade para operar uma secadora de roupas, por exemplo, e os fornecedores de eletricidade dispostos a transmitir energia a esse preço seriam alertados pela rede e poderiam vender a eletricidade para a secadora.

Por um lado, os dispositivos do consumidor podem fazer lances por energia com base em quanto o proprietário do dispositivo estava disposto a pagar, definido com antecedência pelo consumidor. Por outro lado, os fornecedores podem entrar em licitações automaticamente de seus geradores de eletricidade, com base em quanto custaria para iniciar e operar os geradores. Além disso, os fornecedores de eletricidade podem realizar análises de mercado em tempo real para determinar o retorno sobre o investimento para otimizar a lucratividade ou reduzir o custo das mercadorias para o usuário final . Os efeitos de um mercado competitivo de varejo de eletricidade são mistos entre os estados, mas geralmente parecem reduzir os preços nos estados com alta participação e aumentar os preços nos estados com pouca participação dos consumidores.

O software SOA orientado a eventos pode permitir que os proprietários personalizem muitos tipos diferentes de dispositivos elétricos encontrados em sua casa para um nível desejado de conforto ou economia. O software orientado a eventos também pode responder automaticamente às mudanças nos preços da eletricidade, em intervalos de apenas cinco minutos. Por exemplo, para reduzir o uso de eletricidade do proprietário da casa em períodos de pico (quando a eletricidade é mais cara), o software pode diminuir automaticamente a temperatura alvo do termostato no sistema de aquecimento central (no inverno) ou aumentar a temperatura alvo do termostato em o sistema de refrigeração central (no verão).

Experiência no mercado de eletricidade

No geral, a experiência na introdução da concorrência no atacado e no varejo tem sido mista. Muitos mercados regionais obtiveram algum sucesso e a tendência contínua continua sendo de desregulamentação e introdução da concorrência. No entanto, em 2000/2001, grandes falhas, como a crise da eletricidade na Califórnia e o desastre da Enron, causaram uma desaceleração no ritmo de mudança e, em algumas regiões, um aumento na regulamentação do mercado e redução na concorrência. No entanto, essa tendência é amplamente considerada temporária, em comparação com a tendência de longo prazo de mercados mais abertos e competitivos.

Apesar da luz favorável sob a qual as soluções de mercado são vistas conceitualmente, o problema do "dinheiro perdido" provou ser intratável até o momento. Se os preços da eletricidade atingissem os níveis necessários para incentivar a transmissão e geração de novos comerciantes (ou seja, com base no mercado), os custos para os consumidores seriam politicamente difíceis.

O aumento nos custos anuais para os consumidores somente na Nova Inglaterra foi calculado em US $ 3 bilhões durante as recentes audiências da FERC sobre a estrutura de mercado da NEPOOL . Vários mecanismos que se destinam a incentivar novos investimentos onde são mais necessários, oferecendo pagamentos de capacidade aprimorados (mas apenas em zonas onde a geração é projetada para ser curta) foram propostos para NEPOOL, PJM e NYPOOL , e estão sob o título genérico de " capacidade de localização "ou LICAP (a versão PJM é chamada de" Modelo de Preço de Confiabilidade "ou" RPM "). Há dúvidas substanciais sobre se algum desses mecanismos irá de fato incentivar novos investimentos, dado o risco regulatório e a instabilidade crônica das regras de mercado nos sistemas dos EUA, e há preocupações substanciais de que o resultado será, em vez disso, aumentar as receitas para os geradores existentes , e custos para os consumidores, nas áreas restritas.

Mercado de capacidade

Turquia

Veja também: Política energética da Turquia

O mecanismo de capacidade é considerado um mecanismo para reduzir o carvão na Turquia .

Reino Unido

O Mercado de Capacidade é uma parte do pacote de Reforma do Mercado de Eletricidade do governo britânico. De acordo com o Departamento de Estratégia Empresarial, Energia e Industrial, “o Mercado de Capacidade garantirá a segurança do fornecimento de eletricidade ao fornecer um pagamento por fontes confiáveis ​​de capacidade, juntamente com suas receitas de eletricidade, para garantir que entreguem energia quando necessário. Isso irá encorajar o investimento que nós necessidade de substituir estações de energia mais antigas e fornecer backup para fontes de geração de baixo carbono mais intermitentes e inflexíveis ".

Leilões

Dois Leilões do Mercado de Capacidade são realizados a cada ano. O leilão T-4 compra capacidade para ser entregue em quatro anos e o leilão T-1 é um leilão complementar realizado um pouco antes de cada ano de entrega. Os seguintes resultados do leilão do mercado de capacidade foram publicados:

  • 2014, para entrega em 2018
  • 2015, para entrega em 2019/20
  • 2016, para entrega em 2020/21

Definições

O 'Documento de orientação para os participantes do Mercado de Capacidade' da Rede Nacional fornece as seguintes definições:

  • "CMU (Unidade de Mercado de Capacidade) - esta é a (s) Unidade (s) Geradora (s) ou Capacidade DSR que está sendo pré-qualificada e fornecerá Capacidade caso assegurem um Acordo de Capacidade".
  • “Uma CMU Geradora é uma unidade geradora que fornece eletricidade, é capaz de ser controlada independentemente de qualquer outra unidade geradora fora da CMU, é medida por 1 ou mais metros de meia hora e tem uma capacidade de conexão superior a 2 MW”.
  • "Um CMU DSR é o compromisso de uma pessoa de fornecer uma quantidade de capacidade por um método de Resposta do Lado da Demanda , reduzindo a importação de eletricidade dos clientes DSR, medida por um ou mais medidores de meia hora, exportando eletricidade gerada por um ou mais permitido em unidades geradoras no local ou demanda variável de energia ativa em resposta à mudança de frequência do sistema ".

Mercado de controle de freqüência

Em muitos mercados de eletricidade, existem mercados especializados para o fornecimento de controle de frequência e serviços auxiliares (FCAS). Se o sistema elétrico tiver suprimento (geração) superior à demanda de eletricidade, a qualquer instante, a frequência aumentará. Por outro lado, se houver fornecimento insuficiente de eletricidade para atender a demanda a qualquer momento, a frequência do sistema cairá. Se cair muito, o sistema de energia ficará instável. Os mercados de controle de frequência são adicionais e separados do mercado atacadista de pool de eletricidade. Esses mercados servem para incentivar a prestação de serviços de aumento de frequência ou serviços de redução de frequência. O aumento da frequência envolve o fornecimento rápido de geração extra de eletricidade, de modo que a oferta e a demanda possam ser combinadas de forma mais próxima.

Veja também

Referências

Leitura adicional