Durante il mese di settembre, abbiamo approfondito i temi relativi allo sviluppo futuro, allo storage a batteria co-localizzato, all'impatto dei grandi accumulatori sui ricavi e al business case per i BESS di lunga durata. Abbiamo inoltre analizzato come il Balancing Mechanism abbia contribuito a registrare il ricavo giornaliero più alto dal mese di ottobre 2023. Abbiamo anche riflettuto sulle performance degli skip rate nel 2024 e su altre tendenze chiave del settore batterie di quest'anno.

Di seguito una sintesi rapida dei principali risultati emersi dalla ricerca di settembre.

Sintesi di settembre

• I ricavi dal Balancing Mechanism sono stati un fattore chiave per il più alto ricavo giornaliero per i BESS da ottobre 2023.
• Nonostante il ricavo giornaliero più alto da quasi un anno, settembre è stato il quarto mese con i ricavi più elevati nel 2024 finora.
• Gli skip rate per le azioni energetiche nel Balancing Mechanism sono migliorati dal 90% nel 2023 al 76% in agosto 2024, anche se le azioni segnalate dal sistema sono rimaste indietro.
• Il webinar NESO sul Balancing Programme del Q3 ha evidenziato i prossimi aggiornamenti sulla gestione dei vincoli e sull’ottimizzazione del dispacciamento delle batterie.
• Entro il 2030, la riduzione del Capex delle batterie dovrebbe renderle più convenienti dell’idroelettrico a pompaggio per durate fino a 10 ore.
• Potremmo vedere la nostra prima batteria da 300 MW già dal prossimo anno. Le batterie di oltre 300 MW devono rispettare restrizioni sui ramp rate che limitano la flessibilità di trading, ma possono compensare effettuando scambi meno frequenti e di durata maggiore.
• Analizzando le batterie esistenti in Gran Bretagna, la degradazione media è stata del 4% dopo 365 cicli, con alcuni sistemi che hanno raggiunto l’11%.
• Nella CfD AR6, sono previsti 1,4 GW di storage a batteria co-localizzati con progetti rinnovabili che hanno ottenuto contratti. Si tratta della capacità più alta mai raggiunta.
• Durante il 2024 abbiamo osservato un legame più forte tra i ricavi dei BESS e la generazione eolica. L’aumento delle ore con prezzi negativi è dovuto alla generazione rinnovabile sovvenzionata, con una crescita prevista fino a 1.000 ore di prezzi negativi entro il 2027.

I ricavi dal Balancing Mechanism trainano il massimo giornaliero per i BESS da ottobre 2023

Martedì 10 settembre, le batterie hanno guadagnato £97k/MW/anno. È stato il ricavo più alto in un solo giorno da ottobre 2023, favorito anche da maggiori ricavi dal Balancing Mechanism. Solo tramite le offerte, le batterie hanno guadagnato £38k/MW/anno in quella giornata.

I bassi prezzi all’ingrosso dell’energia hanno spinto le batterie a importare energia nei periodi di bassa domanda. Tuttavia, questi dispacci sono stati invertiti dal Balancing Mechanism, con questa flessibilità verso l’alto che ha bilanciato l’elevata riduzione della produzione eolica in Scozia. Le batterie hanno fornito 1,9 GWh di volume di Offerta nel corso della giornata, guadagnando sulla differenza tra il prezzo di importazione all’ingrosso e il prezzo di Offerta.

Leggi l’articolo completo per scoprire come una batteria abbia guadagnato 2,5 volte più della media della flotta, qui.

Riduzioni del Capex: accelerazione dello sviluppo batterie nei prossimi 15 anni

Nell’ambito dell’outlook GB BESS per il Q3 2024, a settembre abbiamo esaminato l’evoluzione dell’investimento per batterie di diverse durate e le limitazioni pratiche dei tassi di sviluppo.

Dal 2028, le prospettive di investimento per le nuove batterie cambiano, dopo una crescita di 5 volte della capacità installata di batterie da due ore, insieme a una riduzione del Capex.

Prevediamo che la riduzione del Capex sarà più marcata per le batterie di lunga durata, dato che una quota maggiore dei costi deriva dalle celle, i cui prezzi scendono più rapidamente.

Con l’aumento della capacità rinnovabile nei prossimi tre anni, ci saranno più opportunità di trading tra un giorno e l’altro, dove le batterie di lunga durata sono avvantaggiate. Questo rafforza il business case per lo storage di lunga durata, che prevediamo crescerà a un ritmo di 3 GW all’anno fino al 2040.

Scopri di più su come la riduzione del Capex per le batterie di lunga durata migliori le prospettive di investimento per le batterie oltre le quattro ore rispetto a quelle da due ore qui.

(L’aggiornamento v3.2 delle previsioni GB sarà pubblicato a ottobre 2024, con novità sullo sviluppo a lungo termine.)

I BESS supereranno le altre tecnologie di lunga durata?

Oltre ad analizzare l’effetto della riduzione del capex sullo sviluppo, a settembre abbiamo approfondito l’impatto sulle soluzioni di accumulo di lunga durata.

Lo storage di lunga durata è definito come superiore o uguale a 6 ore, secondo il Department for Energy Security and Net Zero, settore oggi dominato dall’idroelettrico a pompaggio. Tuttavia, grazie alla riduzione dei costi delle batterie, prevediamo un forte aumento delle batterie con capacità di 6-8 ore.

I costi Capex per i BESS aumentano molto di più con la durata rispetto all’idroelettrico a pompaggio. I progetti di lunga durata richiedono più celle, che rappresentano la principale voce di Capex. Questo significa che oggi l’idroelettrico a pompaggio è più economico per durate oltre le 6 ore.

Tuttavia, la riduzione dei costi delle celle potrebbe cambiare lo scenario. Entro il 2030, prevediamo che le batterie saranno più economiche per durate fino a circa 10 ore.

Leggi l’articolo completo per scoprire perché ci aspettiamo un aumento dello sviluppo di batterie fino a 8 ore di durata qui.

Come si confrontano i ricavi delle batterie sopra i 300 MW?

Oltre a considerare il business case per lo storage di lunga durata, abbiamo analizzato l’impatto sui ricavi delle grandi batterie, cioè quelle con potenza nominale di 300 MW o superiore.

Le prime batterie con potenza superiore a 300 MW potrebbero entrare in funzione già dal prossimo anno, con sistemi fino a 1 GW operativi entro il 2027. Queste batterie sono soggette a limiti sui ramp rate che potrebbero ridurre i ricavi all’ingrosso per MW.

Le restrizioni sui ramp rate aiutano a garantire la stabilità della rete, ma limitano la quantità di energia che le batterie possono scambiare, soprattutto nei dispacci brevi. Tuttavia, le batterie più grandi possono ridurre questo impatto effettuando scambi meno frequenti ma di durata maggiore.

L’analisi di settembre ha rilevato che, per questo motivo, una batteria da 1 GW potrebbe guadagnare solo il 3% in meno di ricavi all’ingrosso per MW rispetto a un sistema da 300 MW.

Per approfondire come le grandi batterie possano influenzare i prezzi di mercato e essere dispacciate diversamente nel Balancing Mechanism, leggi l’articolo completo qui.

Skip rate: come sono migliorati per i BESS nel 2024?

Gli skip rate per le batterie nel Balancing Mechanism sono migliorati nel 2024, ma non per tutte le tipologie di azioni. Le azioni energetiche sono passate dal 90% di fine 2023 al 76% in agosto. Tuttavia, i miglioramenti per le azioni segnalate dal sistema sono rimasti indietro, aprendo un divario del 18%.

Le azioni di vincolo non sono attualmente dispacciate tramite la Open Balancing Platform e quindi non sono gestite tramite Bulk Dispatch. Queste azioni si basano ancora su processi manuali e legacy.

Leggi l’articolo completo per vedere come sono variati gli skip rate delle singole batterie qui.

Webinar di settembre: novità per i BESS nel Balancing Programme dal Q3 2024

Giovedì 26 settembre, NESO ha tenuto il suo aggiornamento trimestrale sul Balancing Programme. Il webinar ha incluso un riepilogo delle modifiche e dei miglioramenti apportati da giugno ad agosto.

Ad agosto si è registrato il volume di batterie più alto mai gestito tramite OBP e il massimo volume di batterie mai registrato. Nel mese, la control room ha dispacciato 81 GWh di batterie, di cui 73 GWh tramite OBP.

Per scoprire altri miglioramenti al Balancing Programme, inclusi aggiornamenti sulla gestione dei vincoli, sul dispacciamento delle batterie e sul passaggio a un ottimizzatore nazionale, consulta l’articolo completo.

Degradazione: impatto sullo storage a batteria nel 2024

Ci viene spesso chiesto come la degradazione stia influenzando le batterie esistenti. Attualmente non ci sono dati pubblici disponibili sulla degradazione delle batterie in Gran Bretagna. Abbiamo quindi analizzato i dati di generazione misurata per stimare quanta capacità energetica sia stata persa nel tempo.

Dai dati emerge che, in media, le batterie hanno subito una degradazione del 4% dopo 365 cicli.

In generale, le batterie stanno degradando in linea con le aspettative del settore. Più cicli comportano una degradazione maggiore. Tuttavia, alcune batterie hanno degradato più rapidamente, fino all’11% dopo 365 cicli, altre più lentamente.

Fattori come il tasso di cicli, la profondità media di scarica e la potenza di scarica possono influenzare i tassi di degradazione.

Con batterie che ciclicano e scaricano più che mai, leggi l’articolo completo per scoprire quanto questi fattori stiano influenzando la degradazione qui.

Co-locazione batterie: 1,4 GW nella nuova asta CfD di settembre

Nella CfD AR6, sono stati aggiudicati 9,6 GW di progetti rinnovabili, inclusa la capacità di progetti che avevano già vinto in precedenti aste. Le batterie non possono partecipare direttamente alla CfD, ma stimiamo che 1,4 GW di storage a batteria saranno co-localizzati con progetti rinnovabili vincitori.

Dopo un record di 3,3 GW di contratti solari aggiudicati, 1 GW di storage a batteria potrebbe essere co-localizzato con questi progetti. I restanti 400 MW si prevede saranno co-localizzati con l’eolico.

L’articolo completo include dettagli su quali operatori hanno vinto i contratti e quali siti prevedono la co-locazione. Gli abbonati Modo possono anche scaricare il database delle batterie co-localizzate. Tutto questo è disponibile qui.

Perché si verificano prezzi negativi e perché aumenteranno?

Nel 2024 si sono già registrate oltre 150 ore di prezzi negativi in Gran Bretagna, rispetto alle 107 del 2023 e alle sole 29 del 2022. Prevediamo che questa crescita continui fino al 2027, quando potremmo raggiungere le 1.000 ore di prezzi negativi.

L’aumento è dovuto alla crescita della capacità di generazione sovvenzionata e insensibile al prezzo. L’80% della capacità rinnovabile attualmente in funzione non ha incentivo a spegnersi a £0/MWh.

La capacità totale di questi generatori continuerà a crescere fino al 2027, facendo aumentare anche i periodi a prezzo negativo. Dopo questa data, una combinazione di pensionamento nucleare, fine delle sovvenzioni e crescita della domanda invertirà il trend.

L’articolo completo spiega nel dettaglio il fenomeno dei prezzi negativi, il ruolo crescente degli interconnettori e molto altro, disponibile qui.

E infine – BESS in Gran Bretagna: dieci trend chiave nel 2024

Alla fine di settembre si è svolta l’annuale fiera Solar & Storage Live. Il nostro responsabile dei mercati, Wendel, ha presentato i dieci trend principali per i sistemi di accumulo a batteria in Gran Bretagna nel 2024.

Durante la presentazione, Wendel ha discusso trend come:

• Riduzione del Capex e impatto sul business case delle batterie
• Nuovi sviluppi e arrivo delle grandi batterie
• Cambiamento delle strategie di ricavo e collegamento alla generazione eolica
• E molti altri

Se te lo sei perso, puoi trovare la presentazione completa in formato articolo sulla nostra piattaforma.

Nel Podcast, Sarah Honan discute di prezzi zonali e energia decentralizzata

Tra i temi di Transmission di questo mese: l’impatto della transizione energetica sulle batterie nel Capacity Market e il dibattito tra prezzi zonali e nazionali. Abbiamo anche affrontato il tema della carenza di talenti nel settore dell’energia e fornito una panoramica sul gas naturale e il suo rapporto con i prezzi dell’energia.

Sarah Honan, Head of Policy presso l’Association for Decentralised Energy, si è confrontata con Ed Porter sul dibattito prezzi zonali vs nazionali e sulle caratteristiche chiave per una domanda flessibile di successo.

Altri temi discussi a settembre:

• Lisa Waters, fondatrice di Waters Wye Associates, su come le batterie possano essere sfruttate per un impatto maggiore nel Capacity Market. E sui cambiamenti regolatori necessari per una migliore integrazione nel mercato e il complesso processo di implementazione delle modifiche nel Regno Unito.
• Seb Kennedy, fondatore di Energy Flux, analizza la complessità del gas naturale, i mercati globali del gas e il ruolo in evoluzione del gas nella decarbonizzazione dell’energia.
• David Hunt, CEO di Hyperion Executive Search, discute il gap di competenze nel settore delle rinnovabili e le aree di attenzione strategica per il prossimo decennio.