Los diferenciales diarios promedio en el mercado mayorista para el día siguiente fueron de £62/MWh entre noviembre y febrero. Esto es menos de un tercio de los valores registrados en el invierno de 2021-22 y la mitad de los del invierno pasado. Esto ha contribuido a la caída de los ingresos por almacenamiento de energía en baterías, con el Índice GB BESS cayendo un 70% este invierno.

¿Por qué han sido tan bajos los diferenciales y qué podría cambiar esto el próximo año?

• La caída de los precios del gas y del carbono ha reducido los diferenciales básicos del precio mayorista en comparación con los últimos dos años, pero la volatilidad también ha disminuido.
• En los tres inviernos anteriores, los precios mayoristas llegaron hasta £1500/MWh, sin embargo, este invierno no se registraron precios superiores a £232/MWh.
• El aumento de la generación eólica y de la capacidad de los interconectores ha contribuido a mantener altos márgenes, evitando picos de precios incluso en los días de mayor demanda.
• El próximo invierno, la introducción de nuevos servicios de reserva y el retiro del carbón podrían significar 3 GW menos de generación participando en el mercado para el día siguiente.

La caída de los precios de las materias primas ha contribuido a una reducción de £80/MWh en los diferenciales mayoristas

Durante los dos inviernos anteriores, los precios del gas fueron excepcionalmente altos. El precio promedio del gas fue de £72/MWh en el invierno 2021-22 y de £60/MWh en 2022-23. Este invierno, el precio promedio del gas fue de £29/MWh. Mientras tanto, el precio del carbono en el sistema ETS del Reino Unido ha caído a mínimos históricos, con subastas recientes cerrando a £32/tCO2. El precio promedio del carbono en los dos inviernos anteriores fue de £70/tCO2.

Estos precios de las materias primas determinan el coste operativo de las centrales de gas. Las diferencias de eficiencia entre las plantas de gas generan diferenciales en el mercado mayorista incluso cuando las CCGT son la unidad marginal durante todo el día. Esto resulta en un diferencial base directamente vinculado a los precios de las materias primas.

Los diferenciales base han caído por debajo de £30/MWh este invierno, £20/MWh menos que el mínimo de los dos años anteriores. Esto ha hecho que los diferenciales mayoristas hayan descendido un 57% este invierno.

No obstante, los diferenciales base fueron aún menores en el invierno 2020-21. A pesar de ello, el diferencial mayorista promedio durante ese periodo fue de £119/MWh, el doble que este invierno.

Los picos de precio poco frecuentes son la mayor influencia en los diferenciales estacionales

No ha habido precios en el mercado N2EX para el día siguiente por encima de £232/MWh este invierno. Los precios máximos han sido fijados principalmente por las CCGT, con centrales de gas de menor eficiencia operando solo el 3% del tiempo, en comparación con el 7-10% de los tres inviernos anteriores.

En contraste, los tres inviernos anteriores registraron picos de precios mayoristas de hasta £1,500/MWh. En enero de 2021 hubo picos en siete días diferentes, lo que representó el 50% del diferencial promedio de £119/MWh ese invierno.

¿Qué causó estos picos de precio y por qué no los hemos visto este año?

La demanda máxima ha aumentado ligeramente este invierno

Este invierno, la demanda máxima promedio fue de 40 GW, ligeramente superior a los dos años anteriores. Sin embargo, el promedio de 42 GW en enero fue el nivel más alto desde enero de 2021.

Este invierno, la demanda máxima superó los 44 GW el 10% del tiempo, frente al 33% en 2020-21. La demanda máxima alcanzó los 47 GW el 18 de enero, el mismo nivel que en enero de 2021. Pero a pesar de ello, los precios mayoristas se mantuvieron bajos.

La generación eólica y la capacidad de los interconectores han aumentado este invierno

La generación eólica durante los periodos de máxima demanda ha alcanzado niveles récord este invierno, con un promedio de 10,2 GW en los cuatro meses, 3 GW más que el promedio de 2020-21. Este aumento sigue la tendencia de mayor capacidad eólica. La capacidad de eólica conectada a la red es ahora de 28 GW, un aumento de 1,8 GW respecto al invierno pasado y de 7 GW respecto a 2020-21.