En junio de 2024, el ESO publicó la Perspectiva Temprana de Invierno para el invierno 2024/25. Este informe incluye los niveles previstos de generación y demanda para el próximo invierno y sugiere que es probable que se repita la baja volatilidad en los precios mayoristas que se observó en el invierno 2023/24.
Este artículo abordará:
- Detalles clave de la perspectiva temprana de invierno del ESO para 2024/25
- Un resumen de la Revisión de Invierno del ESO para 2023/24
- Un análisis de los diferenciales de precios mayoristas según la perspectiva y la previsión de Modo GB BESS (solo para suscriptores de GB BESS Outlook)
- Una visión sobre los ingresos previstos por baterías para el invierno 2024/25 (solo para suscriptores de GB BESS Outlook)
Se espera que el margen entre la capacidad de generación y la demanda aumente este invierno
La perspectiva temprana de invierno ofrece una visión inicial sobre la capacidad de generación y la demanda máxima prevista para el próximo invierno. Se espera que los márgenes sean de 5,6 GW en el invierno 2024/25, lo que supone una diferencia del 9,4% entre la demanda máxima y la capacidad de generación.
En la perspectiva temprana, se espera una capacidad total de generación de 120 GW para el invierno 2024/25. Esto supone un aumento de 4 GW respecto a los 116 GW previstos para 2023/24 y equivale a una capacidad ajustada de 65,4 GW.
Este incremento se debe al aumento de la capacidad eólica marina y de plantas de gas de punta, lo que compensa el cierre de la central de carbón de Ratcliffe. La capacidad de almacenamiento aumenta en 1 GW; sin embargo, el invierno pasado la capacidad de baterías fue inferior a lo previsto por el ESO.
Mientras tanto, la demanda máxima prevista durante olas de frío (ACS) se ha reducido a 59,8 GW desde los 60,3 GW. Esto refleja una tendencia general a la baja en la demanda eléctrica durante los últimos inviernos. La demanda real máxima promedio fue de 42 GW en 2020/21 y de 40 GW o menos en los inviernos posteriores.
En conjunto, esto significa que el invierno 2024/25 se espera que tenga un margen superior de 5,6 GW (9,4%) frente a los 4,8 GW (8%) de la perspectiva temprana del invierno pasado.
Entonces, ¿qué tan probable es que estos márgenes se materialicen?
La reducción de capacidad de generación provocó que el superávit cayera por debajo del rango previsto en el invierno 2023/24
Junto con la Perspectiva Temprana de Invierno, el ESO también publicó una revisión del invierno 2023/24. El margen durante el pasado invierno se mantuvo mayormente dentro del intervalo de confianza del 90% previsto por el ESO. Sin embargo, el margen cayó por debajo de este rango en 14 días diferentes.
Esto se debió a una generación eólica menor a la esperada, prolongadas paradas nucleares y una avería imprevista en IFA2. Además, la demanda aumentó durante las olas de frío. El superávit real fue de 12 GW, frente a los 14 GW previstos como promedio.
La demanda máxima real de invierno (incluyendo reserva) fue de 47,6 GW durante la ola de frío del 15 de enero de 2024. Fue ligeramente inferior a la demanda máxima prevista (incluyendo reserva) de 48,2 GW. Ese día, la generación eólica fue alta pero la utilización de los interconectores fue baja, por lo que el margen fue de 5 GW. El margen llegó a ser tan bajo como 1,6 GW el 16 de noviembre de 2023.
El invierno 2023/24 marcó un cambio en la composición de la generación
De 2020/21 a 2022/23, las CCGT, la eólica y la nuclear representaron la mayor proporción de la capacidad de generación en la red. Sin embargo, tras paradas, nuevas capacidades y cierres de plantas, el invierno 2023/24 presentó cambios en la proporción de energía generada por cada tecnología.
El aumento de la capacidad eólica y la caída de los precios eléctricos en Europa incrementaron la proporción de electricidad aportada por eólica e interconectores. Sin embargo, la mayor dependencia de estas fuentes también contribuyó a variaciones en el superávit.
Por otro lado, las CCGT, la nuclear y el carbón redujeron su peso en la matriz. La nuclear tuvo una tasa de indisponibilidad mucho mayor de lo esperado: terminó el invierno con un 39% de averías frente al 14% previsto. Cuatro de las cinco centrales nucleares actualmente operativas están cerca de su retiro.
El invierno 2023/24 registró los diferenciales mayoristas más bajos de los últimos cuatro años. La expectativa de mayor margen en la perspectiva temprana sugiere que esto no cambiará, aunque hay factores que podrían aumentar la volatilidad de precios para las baterías.
Qué significa la perspectiva temprana de invierno para las baterías
Los precios mayoristas están impulsados principalmente por los precios del gas y del carbono, lo que afecta también a los diferenciales.
Durante el invierno 2023/24, el precio del carbono en el sistema ETS del Reino Unido cayó a mínimos históricos. Las subastas se resolvieron hasta en £32/tCO2, mientras que los dos inviernos anteriores promediaron £70/tCO2. Los precios del gas también cayeron notablemente en la segunda mitad del invierno, llegando a £19,66/MWh a mediados de febrero.
