L’evoluzione del mercato energetico del Texas

Jul 11, 2023

Con una decisione che potrebbe rimodellare il mercato energetico del Texas, la Public Utilities Commission of Texas (PUCT) ha votato il 17 gennaio per adottare il modello di mercato del meccanismo di performance credit (PCM), una strategia sviluppata dal consulente E3 in collaborazione con la commissione. Il meccanismo PCM mira a fornire pagamenti alle unità elettriche disponibili durante le condizioni di punta, incentivando la capacità affidabile e trattenendo le attività dei generatori a rischio di pensionamento. Sebbene assomigli ai meccanismi di capacità dei mercati deregolamentati come il CAISO della California, il PUCT ha sottolineato che il PCM non è una caratteristica del mercato della capacità.

Man mano che l’assetto del mercato PCM prende forma, le discussioni si sono concentrate su soluzioni ponte per la transizione, dato che la riprogettazione richiederà diversi anni per essere implementata. Considerando il lungo periodo di tempo, il consiglio dell’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) ha recentemente votato insieme al PUCT per attuare un meccanismo ponte. Le soluzioni ponte comportano la modifica della curva di domanda di riserva operativa (ORDC). Al posto di un mercato della capacità come la maggior parte degli altri operatori di sistema indipendenti (ISO) deregolamentati, il meccanismo ORDC aggiunge denaro ai prezzi in tempo reale di ERCOT quando il buffer di capacità disponibile per reagire a grandi disturbi del sistema scende al di sotto di un certo limite di affidabilità. Questo buffer di capacità di generazione inattiva online è spesso chiamato riserve operative o riserve online.

Storicamente, questi sommatori erano una funzione di una curva esponenziale e a livelli più elevati di riserve costavano solo pochi centesimi; tuttavia, man mano che il limite di affidabilità stabilito da ERCOT si avvicina, questi prezzi salgono alle stelle fino al limite di prezzo. Le modifiche riflettono due nuove caratteristiche della curva. A un livello di riserve operative (RPC) pari o inferiore a 7.000 megawatt, un prezzo minimo sulla curva è di 10 dollari/MWh, a un livello pari o inferiore a 6.500 megawatt, un prezzo minimo viene aumentato a 20 dollari/MWh.

Per capire perché questo livello è importante, si può guardare indietro alle condizioni operative storiche. Questo intervallo appena modificato è quello in cui le riserve operative trascorrono una quantità significativa di tempo, come mostrato nelle barre gialle nell'istogramma sottostante.

L’ERCOT prevede che l’adeguamento aggiungerà 500 milioni di dollari all’anno al costo dell’energia. Questo cambiamento ha un vantaggio asimmetrico per le unità termiche rispetto alle unità rinnovabili che sono note per spingere le riserve operative ben al di sopra della soglia dei 7.000 megawatt. La curva ORDC originale consente ancora ai prezzi di superare questi prezzi minimi al diminuire della RPC, che alla fine raggiunge il limite di prezzo di $ 5.000/MWh quando le riserve diminuiscono abbastanza. Si prevede che questa soluzione ponte richiederà quattro mesi o più per essere sviluppata, quindi non rappresenta un rischio per il trading di quest'estate ma avrà un impatto potenziale sull'autunno/inverno 2023 con la ripresa della stagione delle interruzioni per manutenzione.

Il Comitato per gli Affari di Stato della Texas House si è riunito il 1° marzo per discutere l’affidabilità della rete e la proposta di progettazione del PCM. Il comitato ha ascoltato le testimonianze del CEO di ERCOT Pablo Vegas, di Zach Ming dell'E3, del presidente del PUCT Peter Lake e di altri rappresentanti del settore. Mentre l'88a sessione legislativa del Texas si avvicina alla conclusione il 29 maggio, il PCM sembra pronto a passare con un controllo legislativo aggiuntivo minimo.

Parallelamente, il disegno di legge 6 del Senato (SB 6), introdotto il 19 gennaio 2023, propone il Texas Energy Insurance Program e il Texas Energy Infrastructure Fund, fornendo assistenza finanziaria per la nuova generazione termica e il miglioramento delle infrastrutture. Una versione rinnovata del "disegno di legge Berkshire Hathaway", l'SB 6 mira ad affrontare i problemi di affidabilità a seguito della tempesta invernale Uri stabilendo 10.000 megawatt di "risorse di affidabilità" al di fuori della struttura del mercato ERCOT. Il costo stimato tra 8 e 16 miliardi di dollari verrà trasferito direttamente ai consumatori. Le sopracciglia si sono alzate quando la Lower Colorado River Valley Authority (LCRA) sembrava essersi lanciata sul ring per costruire queste unità, il che probabilmente le avrebbe richiesto di cambiare il suo status da ente pubblico no-profit responsabile dei corsi d'acqua a qualche nuovo sconosciuto entità aziendale.

Sebbene l’ERCOT sostenga la proposta di legge per l’affidabilità della rete, i critici sostengono che potrebbe aumentare i costi, avere un impatto sul mercato all’ingrosso dell’ERCOT e limitare gli investimenti futuri. L’SB 6 limita inoltre i partecipanti ammissibili per la costruzione di nuovi impianti, avvantaggiando potenzialmente solo i più grandi produttori di energia e le autorità fluviali come LCRA.