Gli spread dei prezzi all'ingrosso del mercato day-ahead hanno registrato una media di £62/MWh tra novembre e febbraio. Si tratta di meno di un terzo rispetto a quelli osservati nell'inverno 2021-22 e della metà rispetto allo scorso inverno. Questo ha contribuito al calo dei ricavi per lo stoccaggio di energia tramite batterie, con l’indice GB BESS in calo del 70% quest’inverno.

Perché dunque gli spread sono stati così bassi e cosa potrebbe cambiare il prossimo anno?

• Il calo dei prezzi di gas e carbonio ha portato a spread di base dei prezzi all’ingrosso inferiori rispetto agli ultimi due anni, ma è diminuita anche la volatilità.
• Negli ultimi tre inverni i prezzi all’ingrosso hanno raggiunto fino a £1500/MWh, mentre quest’inverno non si sono mai superati i £232/MWh.
• L’aumento della produzione eolica e della capacità degli interconnettori ha contribuito a margini elevati, evitando picchi di prezzo anche nei giorni di massima domanda.
• Il prossimo inverno, nuovi servizi di riserva e la dismissione del carbone potrebbero ridurre di 3 GW la generazione partecipante al mercato day-ahead.

Il calo dei prezzi delle materie prime ha contribuito a una riduzione di £80/MWh negli spread all’ingrosso

Negli ultimi due inverni, i prezzi del gas sono stati eccezionalmente alti. Nel 2021-22 il gas ha avuto una media di £72/MWh e nel 2022-23 di £60/MWh. Quest’inverno la media è stata di £29/MWh. Nel frattempo, il prezzo della CO2 dell’ETS UK è sceso ai minimi storici, con le ultime aste chiuse a £32/tCO2. Negli ultimi due inverni la media era di £70/tCO2.

Questi prezzi delle materie prime determinano il costo operativo dei generatori a gas. Le differenze di efficienza tra gli impianti a gas generano spread nel mercato all’ingrosso anche quando i CCGT sono l’unità marginale per l’intera giornata. Questo si traduce in uno spread di base direttamente legato ai prezzi delle commodity.

Gli spread di base sono scesi sotto i £30/MWh quest’inverno, £20/MWh in meno rispetto al minimo degli ultimi due anni. Questo ha portato a una riduzione del 57% degli spread all’ingrosso quest’inverno.

Tuttavia, gli spread di base erano ancora più bassi nell’inverno 2020-21. Nonostante ciò, lo spread medio all’ingrosso in quel periodo era di £119/MWh, il doppio rispetto a quest’inverno.

I picchi di prezzo poco frequenti sono il fattore principale degli spread stagionali

Quest’inverno, sul mercato day-ahead N2EX non ci sono stati prezzi superiori a £232/MWh. I picchi sono stati determinati principalmente dai CCGT, mentre i peaker a gas meno efficienti hanno funzionato solo il 3% del tempo, contro il 7-10% degli ultimi tre inverni.

Al contrario, nei tre inverni precedenti si sono registrati picchi di prezzo fino a £1.500/MWh. Nel gennaio 2021 ci sono stati sette giorni con picchi, che hanno contribuito per il 50% allo spread medio di £119/MWh di quell’inverno.

Cosa ha causato questi picchi di prezzo, e perché quest’anno non si sono verificati?

La domanda di picco è leggermente aumentata quest’inverno

Quest’inverno la domanda di picco ha registrato una media di 40 GW, leggermente superiore agli ultimi due anni. Tuttavia, la media di 42 GW a gennaio è stata la più alta dal gennaio 2021.

Quest’inverno, la domanda di picco ha superato i 44 GW nel 10% del tempo, rispetto al 33% del 2020-21. Il massimo è stato di 47 GW il 18 gennaio, lo stesso livello del gennaio 2021. Nonostante ciò, i prezzi all’ingrosso sono rimasti bassi.

La produzione eolica e la capacità degli interconnettori sono aumentate quest’inverno

La produzione eolica durante i periodi di massima domanda ha raggiunto livelli record quest’inverno, con una media di 10,2 GW nei quattro mesi, 3 GW in più rispetto alla media del 2020-21. Questo incremento segue l’aumento della capacità eolica installata. La capacità eolica collegata alla rete è ora di 28 GW, 1,8 GW in più rispetto allo scorso inverno e 7 GW in più rispetto al 2020-21.