Las dos últimas subastas T-1 del Mercado de Capacidad se resolvieron con precios excepcionalmente altos de £75/kW/año y £60/kW/año. La próxima subasta tendrá lugar el 20 de febrero, con una capacidad objetivo récord de 7,7 GW. ¿Se volverán a ver estos precios altos este año?

9,9 GW de capacidad desclasificada han calificado para la subasta T-1 del Mercado de Capacidad para el año de entrega 2024/25, de los cuales 9,5 GW han confirmado su participación. La subasta tiene una capacidad objetivo de 7,7 GW, un récord, y hasta 8,7 GW podrían finalmente ser adjudicados.

• En los dos últimos años, las subastas T-1 se resolvieron a precios de £75/kW y £60/kW. Sin embargo, es poco probable que esto se repita este año. Según el comportamiento histórico de las subastas, lo más probable es un precio entre £15-25/kW.
• Las estrategias de subasta de tres centrales de gas parecen ser clave para un precio más alto. Corby (267 MW desclasificados) y las dos CCGT que regresan, Sutton Bridge y Severn (779 MW cada una), son las plantas más propensas a abandonar la subasta temprano, lo que podría llevar a un precio de hasta £55/kW.
• Junto con factores de desclasificación más bajos, un precio de £21/kW haría que un contrato T-1 ofreciera un 75% menos de valor que el de este año, situándolo por debajo del valor de los contratos T-4 que entran en vigor el próximo invierno.

9,5 GW de capacidad entran en la subasta tras la retirada de 360 MW

360 MW de capacidad que originalmente se había preclasificado ha decidido no participar en la subasta, dejando 9,5 GW de capacidad preclasificada restante.

Esto significa que 1,8 GW deben salir de la subasta para alcanzar la capacidad objetivo, lo que resultaría en un precio de £50/kW. Si 2,8 GW salen, la subasta se resolvería en el tope de £75/kW.

De esta capacidad, 4 GW provienen de gas y 2,7 GW de nuclear. Aunque la mayor parte de la capacidad que entra en la subasta procede de sitios existentes, el 76% de la capacidad DSR es no probada y el 77% de la capacidad de baterías proviene de unidades de nueva construcción.

4 GW de baterías han sido preclasificados

4 GW de capacidad de conexión de baterías (713 MW desclasificados) participarán en la subasta del 20 de febrero. El 70% de esta capacidad proviene de nuevas instalaciones. Esto incluye tres nuevos sitios de más de 100 MW: Bramley de Penso Power (99 MW), Teesside de Semcorp (144 MW) y Blackhillock de Zenobe (200 MW).

Las tendencias históricas son el mejor predictor del comportamiento en la subasta T-1

La mayoría de las unidades en las subastas T-1 del Mercado de Capacidad (incluso las de nueva construcción) están operativas o casi terminadas al inicio de la subasta. Esto significa que gran parte de esta capacidad es poco probable que cambie sus planes operativos según el resultado de la subasta y puede aceptar un precio muy bajo. Esto se ha visto históricamente, con precios tan bajos como £0,77/kW en 2019.

Las unidades suelen salir de la subasta en la primera ronda o tras el umbral de price-taker

Las subastas T-1 de años anteriores ofrecen una buena indicación del comportamiento de las pujas que es probable ver este año. Por lo general, hasta que los precios bajan de £10/kW, la mayoría de las unidades salen en la primera ronda o en £25/kW. Este es el 'umbral de price-taker', por encima del cual la mayoría de las unidades existentes no pueden salir de la subasta.

La excepción a esto son las plantas cercanas al retiro, que buscan contratos a precios altos para continuar operando. Esto ha llevado a que aumente la capacidad que sale en rondas de mayor precio en el pasado.

Siguiendo las tendencias históricas del Mercado de Capacidad, la subasta probablemente se resuelva entre £15-25/kW

La curva de demanda de la subasta del Mercado de Capacidad podría influir para que los precios no bajen demasiado este año. El ESO adjudicará hasta 8,7 GW de capacidad por £0/kW, lo que requeriría que solo 800 MW de capacidad salgan de la subasta.

Usando el volumen promedio que sale en cada ronda en subastas históricas, este año se resolvería entre £15 y £25/kW: £21/kW en el escenario que se muestra a continuación.

Tomando el mínimo y máximo de capacidad que ha salido en subastas históricas en cada ronda se obtiene una visión del rango potencial de resultados: entre £4/kW y £45/kW.

Aunque las subastas históricas han seguido patrones similares, el comportamiento de grandes unidades en retiro ha sido clave en la determinación del precio final. Así ocurrió en la subasta 2021/22, con el retiro de la central de carbón West Burton A de 1,7 GW.

La salida temprana de grandes unidades podría llevar a un precio de liquidación de £50/kW

6,7 GW de capacidad preclasificada en la subasta provienen de solo doce unidades de 200 MW o más. Cada una de estas podría desencadenar un precio más alto si sale de la subasta temprano.

EDF ha señalado que sus cuatro unidades nucleares seguirán operando más allá de 2025, por lo que se espera que permanezcan en la subasta.

De las unidades de gas preclasificadas, Corby (267 MW) es la más probable que se retire, ya que no tiene contratos T-4 futuros. Por su parte, las CCGT Sutton Bridge (0,8 GW) y Severn (0,8 GW) regresan tras haber estado inactivas. Es posible que busquen un precio alto para comenzar a operar a tiempo para el próximo invierno.

Si estas tres plantas salen temprano de la subasta, el precio podría llegar hasta £53/kW. Sin embargo, esto requeriría que recibieran la aprobación para participar como price-makers.

Los factores de desclasificación del Mercado de Capacidad afectan al almacenamiento de baterías

Los factores de desclasificación en la subasta T-1 de este año bajaron del 19% al 11% para baterías de 1 hora y del 37% al 24% para baterías de dos horas. Esto impactará significativamente el valor del contrato de Mercado de Capacidad para baterías, incluso si la subasta se resuelve a un precio alto. Si la subasta se resuelve en £21/kW, esto supondría una reducción del 75% en el valor del contrato respecto al T-1 del año pasado.

Esto lo situaría por debajo del valor obtenido en los contratos T-4 que comienzan el mismo año y los que comenzaron en 2019 y 2020. Sin embargo, seguiría superando el valor de los contratos obtenidos en 2021 y 2022.

2 GW de baterías no cuentan actualmente con contrato de Mercado de Capacidad tras septiembre de 2024

De los 3,6 GW de baterías operativas en Gran Bretaña, 3,4 GW tenían contratos de mercado de capacidad en el año de entrega 2023/24. 1 GW de estos son contratos T-4 a largo plazo, que continuarán.

Otros 0,6 GW de capacidad de baterías tienen contratos T-4 para entrega en 2024/25, a un precio de £18/kW. Esto deja 2 GW de capacidad de baterías actualmente sin contrato de Mercado de Capacidad más allá de septiembre de 2024. 1,8 GW (1,7 GW de capacidad de conexión) de estos han entrado en la subasta y esperan obtener un contrato para el próximo año.

Estos contratos T-1 serán fundamentales para los ingresos

Desde enero de 2023, el Mercado de Capacidad ha aportado un promedio de £1.100/MW/mes a las baterías. Con la caída significativa de los ingresos por servicios de respuesta de frecuencia, el Mercado de Capacidad ahora representa alrededor del 30% de los ingresos de las baterías.

Para los 1,8 GW de baterías que entran en la T-1, el resultado de la subasta tendrá un gran impacto. Sin embargo, dada la cantidad de capacidad que entra en la subasta, es poco probable que se repita el precio del año pasado de £60/kW.