Durante il mese di ottobre abbiamo analizzato lo sviluppo delle batterie nel terzo trimestre, le ultime previsioni fino al 2027 e il valore dei mercati locali di flessibilità per i sistemi di accumulo di energia a batteria. Abbiamo inoltre aggiornato la previsione GB alla versione 3.2 e osservato come questa si relazioni alle prospettive invernali di NESO per il 2024/25.

Di seguito una breve sintesi dei principali risultati della ricerca di ottobre

Sintesi di ottobre

• Le batterie in Gran Bretagna hanno ottenuto i ricavi più alti dell'anno in ottobre con £58k/MW/anno.
• Le batterie focalizzate su Dynamic Regulation High e il Balancing Mechanism hanno registrato i ricavi più elevati
• L'Operational Utilization è un tipo di servizio di flessibilità locale che potrebbe essere adatto alle batterie su scala di rete, poiché opera in modo simile al Balancing Mechanism ma con volumi significativamente inferiori.
• La versione 3.2 della previsione dei ricavi delle batterie di Modo Energy per la Gran Bretagna introduce un modello avanzato della domanda per veicoli elettrici e pompe di calore, oltre ad altre modifiche relative ai fattori di declassamento del Capacity Market e ai prezzi delle materie prime.
• Si prevede che gli spread dei prezzi all'ingrosso aumenteranno del 60% nell'inverno 2024/25 rispetto all'inverno 2023/24
• Il terzo trimestre 2024 ha registrato il maggior sviluppo dell'anno con 259 MW di nuova capacità di batterie entrate in esercizio commerciale.
• I ricavi a lungo termine delle batterie sono previsti in crescita fino a una media di £110k/MW/anno—quasi la metà del picco del 2022 ma più del doppio dei ricavi attuali.

I mercati locali di flessibilità possono essere preziosi per l'accumulo di energia a batteria su scala di rete?

Nel 2023, gli operatori delle reti di distribuzione (DNO) hanno stipulato contratti record per 3,2 GW di capacità nei servizi di flessibilità locale. La dimensione di questo mercato è cresciuta in media del 50% all'anno negli ultimi quattro anni. Questi servizi potrebbero rivelarsi preziosi per i BESS su scala di rete?

Tra i tre principali modelli di servizi di flessibilità, i servizi di Operational Utilization potrebbero essere i più adatti ai sistemi di accumulo a batteria su larga scala. Questo mercato è strutturato in modo simile a un Balancing Mechanism a livello di distribuzione, consentendo alle batterie di ottenere ricavi dalle tariffe di utilizzo, senza sacrificare la flessibilità di trading vincolando capacità nei momenti di picco.

Gli abbonati a Modo Energy possono leggere l'articolo completo per scoprire come sono strutturati questi servizi e quali batterie sono attualmente contrattualizzate.

Più domanda, più concorrenza: l'impatto di una modellazione avanzata della domanda per i veicoli elettrici (EV)

All'inizio di ottobre abbiamo pubblicato l'ultimo aggiornamento del nostro modello per la Gran Bretagna - versione 3.2 (Q4 2024).

L'aggiornamento include:

• Miglioramento della modellazione della domanda con particolare attenzione a veicoli elettrici (EV), vehicle-to-grid (V2G) e pompe di calore
• Aggiornamento dei fattori di declassamento del Capacity Market, prospettiva dei prezzi delle materie prime e tassi di dispacciamento del Balancing Mechanism
• Aggiornamento dello sviluppo di capacità per sistemi eolici, a gas e di accumulo a batteria (BESS)
• Miglioramento della modellazione dei ricavi per grandi BESS (>300MW)

L'elettrificazione dei trasporti e del riscaldamento - tramite veicoli elettrici e pompe di calore - avrà implicazioni sulla rete, sui prezzi dell'energia e sui ricavi dei BESS. Entrambe le tecnologie aumentano la domanda totale, modificano il profilo giornaliero della domanda e introducono nuove potenziali fonti di flessibilità che possono competere con le batterie.

Secondo il nostro ultimo modello, i veicoli elettrici rappresenteranno il 15% della domanda totale notturna entro il 2035, principalmente grazie ai caricabatterie intelligenti che sfruttano i prezzi più bassi dell'energia nelle ore notturne.

Leggi di più sugli aggiornamenti della V3.2 e recupera la diretta streaming. Gli abbonati alle previsioni Modo Energy possono anche accedere alla previsione per creare una propria visione.

I ricavi dell'accumulo di energia a batteria sono diminuiti di due terzi rispetto al picco del 2022: quanto potranno recuperare?

Attualmente, i ricavi dell'accumulo di energia a batteria in Gran Bretagna sono circa il 60% inferiori rispetto al picco di inizio 2022. Questo calo è dovuto alla saturazione dei mercati di risposta in frequenza, che ha portato i prezzi a un settimo rispetto a quel periodo.

Le strategie di trading si sono spostate verso i mercati all'ingrosso e il Balancing Mechanism, che secondo le nostre previsioni forniranno il 93% dei ricavi complessivi per una batteria con due ore di autonomia.

Nel lungo termine, prevediamo che i ricavi delle batterie aumenteranno fino a una media di £110k/MW/anno—quasi la metà del picco del 2022 ma più del doppio rispetto ai livelli attuali.

Ma cosa significa questo per le prospettive di investimento nelle batterie? Ai livelli attuali di Capex, questi ricavi superano le entrate di £74k/MW/anno - £85k/MW/anno che stimiamo siano necessarie per ottenere un ritorno sull'investimento accettabile.

Abbiamo aggiornato la nostra GB BESS Outlook per il Q4 2024, includendo gli ultimi dati della versione 3.2 della previsione. Consulta il riassunto esecutivo per saperne di più.

Spread dei prezzi più ampi previsti durante l'inverno in Gran Bretagna

Gli spread dei prezzi all'ingrosso sono di £90/MWh nell'inverno 2024/25, secondo la previsione GB BESS V3.2. Si tratta di un aumento di £35/MWh rispetto agli spread osservati nell'inverno 2023/24. Nell'inverno 2023/24, gli spread nel mercato day-ahead erano in media di £55/MWh, a causa della bassa volatilità nel mercato all'ingrosso.

Quest'inverno, si prevedono spread più ampi a causa della dismissione dell'ultima centrale a carbone della Gran Bretagna, dell'aumento dei prezzi del gas e della dipendenza dalla generazione eolica—che può portare a prezzi elevati nei giorni di bassa produzione eolica e prezzi negativi nei giorni di alta produzione.

Si prevede inoltre che la Gran Bretagna sarà importatrice netta durante l'inverno, a causa dei prezzi dell'energia inferiori in Europa. Questo comporta una maggiore dipendenza dagli interconnettori, che potrebbe aumentare anche la volatilità dei prezzi.

Per saperne di più su come si presenterà la rete nell'inverno 2024/25 e sull'impatto sui ricavi dell'accumulo a batteria, leggi l'articolo qui.

259 MW di nuova capacità di batterie sono entrati in esercizio commerciale nel Q3 2024 in Gran Bretagna

Il terzo trimestre 2024 ha visto la maggiore quantità di nuova capacità di accumulo a batteria entrare in esercizio commerciale dall'inizio dell'anno. Questa nuova capacità proviene da nove batterie e, per molti proprietari, rappresenta i primi siti operativi nei mercati britannici.

Dopo l'aggiunta di questi nuovi siti, la capacità totale di batterie in Gran Bretagna è di 4,3 GW con una capacità totale di accumulo di 5,8 GWh. Ciò significa che la durata media delle batterie in Gran Bretagna è di 1,33 ore.

Il terzo trimestre rappresenta sempre un periodo significativo per lo sviluppo delle batterie, poiché è l'ultimo trimestre prima dell'inizio del nuovo anno del Capacity Market. 4,3 GW di capacità di connessione delle batterie hanno accordi avviati all'inizio di ottobre. Dei 1,6 GW ancora da attivare a inizio Q3, 0,2 GW sono entrati in esercizio commerciale entro la fine del trimestre. Ciò significa che 1,4 GW di capacità di connessione devono ancora avviare le operazioni commerciali.

Nonostante il terzo trimestre abbia visto il maggior sviluppo dell'anno, il ritmo di crescita delle batterie nel 2024 è inferiore rispetto al 2023. Proprietari e sviluppatori hanno indicato code di connessione alla rete, programmazione dei DNO, interruzioni di rete e problemi agli impianti come cause dei ritardi.

Visita l'articolo per scoprire quali batterie sono entrate in esercizio commerciale, quanta nuova capacità è prevista online entro la fine del 2024 e per scaricare l'ultima versione della pipeline.

Nel podcast, Aaron Wade esplora i costi dell'accumulo di energia a batteria nel 2024 e oltre

Tra gli argomenti trattati su Transmission in ottobre: approfondimenti sulla catena di approvvigionamento e le proiezioni dei costi, la comprensione delle Virtual Power Plant (VPP) e molto altro. Abbiamo inoltre analizzato il mercato energetico tedesco, i sistemi di potenza e i BESS nei Paesi Bassi e i ricavi estivi più recenti in ERCOT.

Comprendere i fattori che guidano la riduzione dei costi delle celle delle batterie è fondamentale per restare competitivi. Con la domanda di accumulo di energia in forte crescita, la pressione per ridurre i costi non è mai stata così alta. I costi dei materiali non sono l'unico elemento che incide sui prezzi: innovazioni nella chimica delle celle, l'efficienza dei sistemi e le pratiche produttive svolgono tutte un ruolo nel determinare i prezzi dei sistemi.

Le altre puntate del podcast includono:

• BESS e il mercato energetico tedesco con Lars Stephan
• Virtual Power Plant con Geoff Ferrell
• Accumulo a batteria nei Paesi Bassi con Rens Savenije
• Aggiornamento ricavi estivi ERCOT con Brandt Vermillion