Nel giugno 2024 l’ESO ha pubblicato le Previsioni Invernali Anticipate per l’inverno 2024/25. Il rapporto include i livelli previsti di generazione e domanda per il prossimo inverno e suggerisce che si prospetta una ripetizione della bassa volatilità dei prezzi all’ingrosso osservata nell’inverno 2023/24.

In questo articolo vedremo:

• I punti chiave delle previsioni invernali anticipate dell’ESO per il 2024/25
• Un riepilogo della Winter Review dell’ESO per l’inverno 2023/24
• Un’analisi degli spread dei prezzi all’ingrosso sulla base delle previsioni anticipate e del forecast Modo GB Bess (solo per abbonati GB BESS Outlook)
• Una panoramica sui ricavi previsti per le batterie nell’inverno 2024/25 (solo per abbonati GB BESS Outlook)

Il margine tra capacità di generazione e domanda è previsto in aumento questo inverno

Le previsioni anticipate forniscono una prima stima della capacità di generazione e della domanda di punta attese per il prossimo inverno. I margini previsti sono di 5,6 GW per l’inverno 2024/25, pari a una differenza del 9,4% tra domanda di punta e capacità di generazione.

Nella previsione anticipata, si stimano 120 GW di capacità totale di generazione per l’inverno 2024/25. Si tratta di un aumento di 4 GW rispetto ai 116 GW previsti per il 2023/24 e corrisponde a una capacità declassata di 65,4 GW.

Questo incremento è dovuto all’aumento della capacità eolica offshore e dei gas peaker, che compensano la chiusura della centrale a carbone di Ratcliffe. La capacità di accumulo cresce di 1 GW, tuttavia lo scorso inverno la capacità delle batterie era inferiore alle aspettative dell’ESO.

Nel frattempo, la domanda di punta prevista per le ondate di freddo (ACS) è diminuita a 59,8 GW rispetto ai 60,3 GW precedenti. Questo riflette la generale riduzione della domanda elettrica negli ultimi inverni. La domanda media effettiva di punta è stata di 42 GW nell’inverno 2020/21 e di 40 GW o meno negli inverni successivi.

Nel complesso, ciò significa che l’inverno 2024/25 dovrebbe avere un margine più elevato di 5,6 GW (9,4%) rispetto ai 4,8 GW (8%) previsti per lo scorso inverno.

Ma quanto è probabile che questi margini si realizzino davvero?

La riduzione della capacità di generazione ha fatto scendere il surplus sotto le attese nell’inverno 2023/24

Insieme alle Previsioni Invernali Anticipate, l’ESO ha pubblicato anche una review dell’inverno 2023/24. Lo scorso inverno il margine è rimasto per lo più entro il livello di confidenza del 90% previsto dall’ESO. Tuttavia, il margine è sceso sotto questa soglia in 14 giornate distinte.

Ciò è stato causato da una generazione eolica inferiore alle attese, prolungati fermi delle centrali nucleari e un guasto non programmato sull’interconnettore IFA2. Inoltre, la domanda è aumentata durante le ondate di freddo. Il surplus effettivo è stato di 12 GW, rispetto a una media prevista di 14 GW.

La domanda di punta effettiva dell’inverno (inclusa la riserva) è stata di 47,6 GW durante l’ondata di freddo del 15 gennaio 2024. Era leggermente inferiore rispetto alla domanda di punta prevista (inclusa la riserva) di 48,2 GW. In quel giorno, la generazione eolica era elevata ma l’utilizzo degli interconnettori era basso, quindi il margine è stato di 5 GW. Il margine è sceso fino a 1,6 GW il 16 novembre 2023.

L’inverno 2023/24 ha segnato un cambiamento nel mix di generazione

Dal 2020/21 al 2022/23, CCGT, eolico e nucleare hanno rappresentato la maggior parte della capacità di generazione in rete. Tuttavia, a seguito di fermi, nuove installazioni e dismissioni di impianti, l’inverno 2023/24 ha visto cambiare le proporzioni di generazione tra le diverse tecnologie.

L’aumento della capacità eolica e la diminuzione dei prezzi dell’energia in Europa hanno portato a una maggiore quota di elettricità fornita da eolico e interconnettori. Tuttavia, la maggiore dipendenza da queste fonti ha anche contribuito a variazioni del surplus.

Al contrario, CCGT, nucleare e carbone hanno visto ridursi la loro quota nel mix. Il nucleare ha avuto un tasso di indisponibilità molto superiore alle attese – ha chiuso l’inverno con un tasso di guasto del 39% contro il 14% previsto. Quattro delle cinque centrali nucleari attualmente operative sono ora vicine alla dismissione.

L’inverno 2023/24 ha registrato gli spread all’ingrosso più bassi degli ultimi quattro anni. L’aumento dei margini previsto nelle ultime previsioni fa pensare che questa situazione non cambierà, ma alcuni fattori potrebbero aumentare la volatilità dei prezzi per le batterie.

Cosa significano le previsioni anticipate per le batterie

I prezzi all’ingrosso sono fortemente influenzati dai prezzi di gas e carbonio – e questo incide anche sugli spread.

Durante l’inverno 2023/24, il prezzo del carbonio UK ETS è sceso a livelli minimi storici. Le aste si sono chiuse anche a £32/tCO2, mentre nei due inverni precedenti i prezzi medi erano di £70/tCO2. Anche il prezzo del gas è calato sensibilmente nella seconda parte dell’inverno, raggiungendo un minimo di £19,66/MWh a metà febbraio.