2024年6月、ESOは2024/25年冬に向けた初冬見通しを発表しました。今冬の発電量と需要の予測が含まれており、2023/24年冬に見られた卸売価格の低いボラティリティが再び起こる可能性が高いことを示唆しています。

本記事では以下の内容を取り上げます：

• 2024/25年冬のESO初冬見通しの主なポイント
• 2023/24年冬のESOウィンターレビューの要約
• 初冬見通しとModo GB BESS予測に基づく卸売価格スプレッドの見通し（GB BESS Outlook購読者限定）
• 2024/25年冬のバッテリー収益予測（GB BESS Outlook購読者限定）

今冬は発電能力と需要のマージンが拡大する見込み

初冬見通しでは、来冬の発電能力とピーク需要の初期予測が示されています。2024/25年冬のマージンは5.6GWが見込まれ、これはピーク需要と発電能力の差が9.4%となります。

初冬見通しによると、2024/25年冬の総発電能力は120GWが予想されています。これは2023/24年初冬見通しの116GWから4GW増加し、ディレーティッド容量は65.4GWとなります。

この増加は、洋上風力およびガスピーカーの拡大によるもので、Ratcliffe石炭火力発電所の廃止を相殺しています。蓄電容量も1GW増加していますが、昨冬のバッテリー容量はESOの予想を下回りました。

一方、予測されるピーク時の平均寒波（ACS）需要は、60.3GWから59.8GWに減少しました。これは過去数冬における電力需要の全体的な減少を反映したものです。実際の平均冬季ピーク需要は2020/21年冬で42GW、以降の冬では40GW以下となっています。

総じて、2024/25年冬は昨冬の初冬見通し（4.8GW、8%）と比べて、5.6GW（9.4%）とより高いマージンが見込まれています。

では、このマージンが実際に現実化する可能性はどの程度でしょうか？

2023/24年冬は発電能力減により余剰が予想範囲を下回る場面も

初冬見通しと同時に、ESOは2023/24年冬のレビューも公表しました。昨冬のマージンは主にESOが予測した90%信頼区間内に収まりましたが、14日間はこの範囲を下回りました。

これは、予想を下回る風力発電、原子力の長期停止、IFA2の突発的な停止が原因です。加えて、寒波時には需要も増加しました。実際の余剰は12GWで、予測平均の14GWを下回りました。

実際の冬季ピーク需要（予備力含む）は2024年1月15日の寒波時に47.6GWとなり、予測ピーク需要（予備力含む）の48.2GWをやや下回りました。この日は風力発電が高かったものの、連系線の利用率が低く、マージンは5GWでした。2023年11月16日にはマージンが1.6GWまで低下しました。

2023/24年冬は発電構成に変化が見られた

2020/21年冬から2022/23年冬までは、CCGT（ガス火力）、風力、原子力がグリッドの主な発電能力を占めていました。しかし、停止・新規設備・廃止の影響で、2023/24年冬は各技術の発電比率に変化が生じました。

風力発電容量の増加と欧州の電力価格下落により、風力や連系線による電力供給比率が上昇しました。しかし、これらへの依存度が高まったことで余剰の変動性も増加しました。

一方で、CCGT、原子力、石炭は構成比を減らしました。原子力は予想以上の停止率で、冬の終わりには39%の停止率（予測は14%）となりました。現在稼働中の原子力発電所5基のうち4基は廃止が近づいています。

2023/24年冬は過去4年間で最も卸売価格スプレッドが小さくなりました。直近の初冬見通しでマージンが拡大する見込みのため、この傾向はしばらく続くと考えられますが、バッテリーにとっては価格変動性が高まる要因もあります。

初冬見通しがバッテリーに与える影響

卸売価格は主にガスとカーボン価格によって左右され、スプレッドにも影響します。

2023/24年冬、英国ETSのカーボン価格は過去最低水準まで下落しました。オークションは£32/tCO2まで下がり、過去2冬の平均£70/tCO2と比べ大幅に低下。ガス価格も2023/24年冬後半に大きく下落し、2月中旬には£19.66/MWhまで下がりました。