È stata appena rilasciata la versione 3.3 della previsione dei ricavi delle batterie Modo Energy per la Gran Bretagna. Questo aggiornamento introduce una nuova modellizzazione dei prezzi intraday e la riottimizzazione delle strategie di dispacciamento in questo mercato. Le capacità nucleari sono state aggiornate in linea con i recenti annunci di rinvio delle dismissioni e i prezzi delle materie prime sono stati rivisti.

Modifiche di modellizzazione

La modellizzazione dei prezzi intraday cattura l’errore di previsione

I prezzi nei mercati day-ahead e intraday spesso divergono, creando opportunità di trading per le batterie. I livelli previsti di generazione, domanda e indisponibilità degli impianti determinano i prezzi nel mercato day-ahead.

I prezzi intraday, invece, diventano liquidi circa due ore prima della consegna grazie a una maggiore visibilità sulla reale generazione e domanda. Se la produzione eolica è inferiore alle attese o un generatore si ferma improvvisamente, ciò può causare picchi nei prezzi intraday.

Nella versione 3.3 delle previsioni, abbiamo introdotto una nuova modellizzazione dei prezzi day-ahead e intraday per cogliere queste divergenze. Il modello tiene conto degli errori osservati nel mondo reale nel calcolo dei prezzi day-ahead – per la generazione rinnovabile, le indisponibilità e la domanda.

I prezzi intraday riflettono le condizioni in tempo reale, con una volatilità aggiuntiva per rappresentare i comportamenti di trading osservati nel mercato, come il cosiddetto ‘herding’.

Consulta la pagina di metodologia qui per maggiori dettagli sulla modellizzazione dei prezzi intraday.

Il dispacciamento BESS viene riottimizzato sul mercato intraday

Il modello di dispacciamento ora effettua un’ottimizzazione iniziale day-ahead, prima di riottimizzare le posizioni sul mercato intraday ogni due ore durante la giornata di consegna.

Ad esempio, una batteria può vendere 50 MW nel mercato day-ahead per la consegna alle 8:00. Sul mercato intraday, i prezzi potrebbero scendere alle 8:00 e risalire alle 10:00. Nella versione 3.3, il modello di dispacciamento ora ri-trada questa posizione, riacquistando energia alle 8:00 e rivendendola alle 10:00.

Nella versione precedente, i ricavi intraday si basavano su un incremento osservato del 35% dal trading intraday nel 2022/23. Da allora, la volatilità dei prezzi è diminuita, riducendo questo premio al 22% nel 2024. Nel tempo prevediamo che questo valore aumenti, poiché una maggiore quota di generazione rinnovabile intermittente entra in funzione, aumentando l’errore di previsione.

Per maggiori dettagli sull’ottimizzazione e il rischio del dispacciamento delle batterie, consulta l’articolo di approfondimento qui.

Altri cambiamenti

• Logica aggiornata di dispacciamento della flotta aumenta gli spread di prezzo e ritarda la dismissione delle CCGT.
• Il modello di dispacciamento ora gira ogni 5 minuti, con QA automatizzato per garantire che le simulazioni personalizzate siano disponibili il più rapidamente possibile.

Scenario a breve termine

Prezzi del gas in aumento del 13% nel 2025

Le aspettative sui prezzi futuri del gas sono aumentate rispetto alla versione precedente a causa di livelli di stoccaggio europei inferiori alle attese e della fine delle importazioni di gas russo via Ucraina.

Queste aspettative costituiscono la base dei prezzi del gas a breve termine nel modello. I prezzi del gas per il 2025 sono più alti del 13% nel 2025 e in media dell’11% fino al 2028.

I prezzi del carbonio sono leggermente diminuiti e sono inferiori del 16% nel 2025 rispetto alla versione precedente. Entro il 2026, i prezzi tornano ai livelli precedentemente previsti.

Considerati singolarmente, questi aumenti dei prezzi di gas e carbonio determinano anche un aumento medio degli spread giornalieri del 23% dal 2025 al 2028.

Proroghe delle date di dismissione nucleare aumentano la capacità fino a 2,4 GW

A dicembre, EDF e Centrica hanno annunciato di aver esteso la vita operativa di cinque delle loro centrali nucleari. Heysham 2 e Torness hanno visto il loro pensionamento posticipato dal 2028 al 2030.

In precedenza, la capacità nucleare doveva scendere fino a 2 GW nel 2029, a causa di una combinazione di dismissioni e ritardi nella messa in servizio di Hinkley Point C.

Considerata isolatamente, questa capacità nucleare aggiuntiva riduce gli spread nel 2029 del 10%.

Ricavi in aumento del 45% fino al 2028

I ricavi aumentano fino a £87k/MW/anno per una batteria da due ore e due cicli fino al 2028. Si tratta di un incremento del 45% rispetto ai ricavi medi del 2024 di £60k/MW/anno.

Questo aumento è superiore del 5% rispetto alla versione precedente. Prezzi del gas più elevati hanno fatto salire i prezzi medi dell’energia, aumentando lo spread dei prezzi all’ingrosso disponibile per le batterie e i prezzi delle offerte nel Balancing Mechanism.

Scenario a lungo termine

BESS cresce più velocemente, mentre il rollout CCS rallenta

La versione precedente delle previsioni limitava la crescita delle installazioni BESS a 3 GW all’anno, vincolata dalla disponibilità di installatori. Nella versione 3.3, la capacità di installazione cresce ogni anno, consentendo una messa in servizio più rapida negli anni 2030.

Entro il 2036, la capacità totale installata di BESS aumenta di 6,6 GW, anche se questo ha un impatto limitato sugli spread disponibili per le batterie.

I cambiamenti nelle ipotesi economiche riguardanti il CCS a gas comportano una crescita leggermente più lenta alla fine degli anni 2020. Entro il 2034, la crescita torna a seguire la versione precedente.

I ricavi complessivi sono aumentati del 2%

I ricavi medi complessivi per una batteria da due ore e due cicli e mezzo aumentano del 2% nella versione 3.3, su tutte le regioni.