I prezzi di gas e carbonio sono i due principali fattori che influenzano il prezzo dell’energia elettrica in Gran Bretagna. Il prezzo del gas si è più che dimezzato rispetto ai livelli raggiunti nel 2022, e anche quello del carbonio è diminuito considerevolmente.

Ma quanto ha contribuito tutto ciò a ridurre i ricavi dell’accumulo di energia a batteria?

I prezzi di gas e carbonio giocano un ruolo chiave nella formazione dei prezzi dell’energia – a causa dei CCGT

Le fonti rinnovabili stanno aumentando rapidamente la loro quota nel mix di generazione elettrica in Gran Bretagna. Tuttavia, un terzo dell’energia è ancora fornito da centrali alimentate a gas, principalmente Turbine a Gas a Ciclo Combinato (CCGT).

Anche nelle giornate più ventose, una parte dell’energia dalle CCGT resta necessaria – sia tramite il mercato all’ingrosso che tramite il Balancing Mechanism. Poiché la centrale a prezzo marginale determina il prezzo dell’energia, le CCGT sono spesso responsabili della definizione dei prezzi – anche quando le rinnovabili a basso costo producono molta energia.

Di conseguenza, i prezzi dell’energia in Gran Bretagna sono strettamente legati ai costi dei combustibili delle CCGT – ovvero ai prezzi di gas e carbonio. Entrambi erano aumentati notevolmente tra il 2021 e il 2022, ma sono diminuiti quest’anno.

I prezzi del gas dominano le variazioni del prezzo dell’energia in Gran Bretagna

Il principale fattore di costo delle CCGT è il prezzo del gas. Poiché le CCGT definiscono spesso i prezzi dell’energia, esiste una forte correlazione tra i prezzi dell’energia e quelli del gas in Gran Bretagna. Questo legame ha fatto schizzare i prezzi dell’energia nel 2022 e ha portato i governi a intervenire per sostenere le bollette elettriche.

Anche i prezzi del carbonio hanno un ruolo

Poiché le CCGT determinano spesso i prezzi, questi sono legati anche ai prezzi del carbonio, che devono essere pagati dalle centrali a gas e da altri impianti che emettono CO2.

Il Regno Unito ha due tipi di “prezzo del carbonio”. Il primo è fissato da una commodity negoziata nell’Emissions Trading System (ETS), attualmente a £40/tonnellata di CO2. Esiste poi il Carbon Price Support (CPS), fissato a £18/t CO2. Sono previste esenzioni per gli impianti più piccoli, ma i grandi produttori di carbonio pagano entrambe le voci.

L’importo pagato dai produttori dipende dall’intensità di carbonio del combustibile – circa 0,2 t CO2/MWh per il gas. Per questo motivo, il collegamento tra prezzo del carbonio e prezzo dell’energia è più debole rispetto a quello del gas. Attualmente, il prezzo del carbonio rappresenta circa il 30% del costo di combustione del combustibile per una CCGT.

Le batterie dipendono dagli spread di mercato – anch’essi legati ai prezzi di gas e carbonio

Il legame tra i prezzi di gas e carbonio e il prezzo medio dell’energia è evidente. Tuttavia, il prezzo baseload non è ciò che conta per l’accumulo di energia a batteria. Le batterie guadagnano tramite la negoziazione degli spread giornalieri, nel Balancing Mechanism o offrendo servizi di risposta di frequenza.

Ma anche gli spread dei prezzi day-ahead sono collegati ai prezzi di gas e carbonio. Sebbene le CCGT fissino spesso i prezzi, la loro efficienza varia tra i diversi impianti. Efficienze diverse portano gli operatori a vendere energia a prezzi leggermente diversi per ottenere profitto, creando spread anche quando le CCGT fissano il prezzo all’ingrosso per l’intera giornata.

In sostanza, la combinazione tra prezzi di gas e carbonio crea un “pavimento” per gli spread nel mercato elettrico day-ahead, proporzionale a questi due fattori.

Condizioni di sistema più estreme, come alta domanda o eccesso di energia rinnovabile, tendono ad aumentare ulteriormente gli spread.

Storicamente, un raddoppio del prezzo del gas ha portato a un raddoppio degli spread day-ahead. Il legame con il prezzo del carbonio è più debole: una variazione del prezzo del carbonio porta a una variazione dello spread di circa un quinto.

Quindi, se gli spread di mercato per le batterie sono collegati ai prezzi di gas e carbonio, questo ha portato a cambiamenti nei ricavi dell’accumulo di energia a batteria?

La risposta di frequenza ha ridotto il legame tra ricavi delle batterie e prezzi delle commodity

Storicamente, non c’è mai stata una forte connessione tra i ricavi dell’accumulo a batteria e i prezzi delle commodity sottostanti. Questo era prevedibile: i ricavi erano dominati dai servizi di risposta di frequenza. I prezzi per Dynamic Containment e altri servizi sono stati storicamente determinati dalla domanda e dall’offerta, non dai prezzi all’ingrosso.

Questo legame sta cambiando con il passaggio oltre la risposta di frequenza

Tuttavia, i ricavi delle batterie stanno progressivamente dipendendo meno dalla risposta di frequenza. Oggi una quota crescente dei ricavi deriva dalle attività di “energy arbitrage” – cioè dalla negoziazione sul mercato all’ingrosso o dall’attivazione tramite il Balancing Mechanism.

I ricavi da trading sono ora fortemente legati agli spread del mercato day-ahead. Lo stesso vale nel Balancing Mechanism (BM). Le CCGT forniscono la maggior parte del volume di bilanciamento, a prezzi correlati ai prezzi di gas e carbonio. Poiché le batterie competono per essere attivate, si crea un ulteriore legame.

Questo significa che i ricavi dell’accumulo a batteria sono oggi molto più legati a queste commodity negoziate rispetto al passato.

Il calo dei prezzi di gas e carbonio ha contribuito a ridurre i ricavi nel 2023

La saturazione dei mercati di risposta di frequenza ha causato un crollo dei prezzi rispetto ai picchi del 2022. Molti operatori avrebbero sperato in una maggiore volatilità del mercato all’ingrosso per compensare questa situazione. Tuttavia, non è stato così: gli spread day-ahead nel 2023 sono scesi del 58% rispetto al 2022, con una media di £66/MWh.

Il calo dei prezzi di gas e carbonio ha contribuito a questa diminuzione. I prezzi più bassi di entrambi hanno causato una riduzione dello spread nel 2023 di almeno il 25%.

Il restante 33% è attribuibile a una volatilità generalmente più bassa del sistema elettrico. Quest’anno, il premio sugli spread day-ahead dovuto alla volatilità è stato il più basso dal 2018.

Questo illustra quanto il 2023 sia stato un anno negativo per la volatilità dei prezzi all’ingrosso. I prezzi day-ahead, e quindi gli spread, si sono mantenuti costantemente entro il range minimo previsto in base ai prezzi di gas e carbonio. Solo pochi giorni si sono discostati, principalmente grazie a una forte produzione rinnovabile sulla rete.

C’è ancora tempo per un cambiamento nel 2023

Con l’arrivo dell’autunno, i prezzi del gas sembrano aver raggiunto un minimo, in linea con i prezzi globali del GNL. Anche la discesa dei prezzi del carbonio nel Regno Unito si è rallentata. È quindi improbabile che si verifichino ulteriori cali degli spread di mercato dovuti a queste due commodity quest’anno.

Con l’inizio della stagione di riscaldamento in Europa, saranno necessarie importazioni di GNL per mantenere i livelli di stoccaggio e si prevede che i prezzi del gas aumenteranno. Le curve forward suggeriscono un aumento dei prezzi del gas di circa il 30% durante l’inverno. Se farà più freddo del previsto, la domanda di gas – e quindi i prezzi – potrebbero salire ancora, con un conseguente aumento degli spread di trading per le batterie.

Non contano solo le condizioni in Europa: c’è concorrenza per il GNL anche da parte di acquirenti in Asia e altrove. A causa del legame tra prezzi del gas e spread di trading, i ricavi delle batterie sono oggi più esposti che mai ai mercati globali del gas.

Infine, anche se la volatilità dei prezzi day-ahead è stata particolarmente bassa nel 2023, gli ultimi due anni mostrano quanto velocemente possa cambiare la situazione in inverno. Eventuali picchi di prezzo come quello di dicembre 2022 possono rapidamente cambiare le prospettive per il settore delle batterie.