A NESO está avaliando restrições sobre como o armazenamento se comporta por trás de restrições de transmissão. Sua principal opção (em 16 de julho de 2026), conhecida como 3A, impediria que o armazenamento fosse ofertado para baixo no Mecanismo de Balanceamento durante uma restrição.

Se essa opção for adotada, enquanto as restrições estiverem ativas, o armazenamento ficaria ocioso: sem poder se recarregar com energia eólica limpa via o Mecanismo de Balanceamento.

Entre dezembro de 2024 e junho de 2026, 78% do comportamento que gera custos e que a NESO pretende combater vem de hidrelétricas reversíveis, com o restante vindo de baterias. Quando essas unidades são retiradas de uma posição exportadora devido a uma restrição, a NESO paga outras unidades do outro lado da restrição para substituir essa energia.

Entre dezembro de 2024 e abril de 2026, o custo da energia de reposição foi de £180 milhões. Mas isso é apenas parte do cenário: considerando as ações de balanceamento e os mercados atacadistas, as baterias escocesas na verdade economizaram cerca de £30 milhões para os consumidores. Proibi-las do Mecanismo de Balanceamento eliminaria a maior parte desse benefício, restando apenas cerca de £11 milhões.

Leitura adicional sobre recomercialização sob restrições:

• Modo Energy, Precificação Nacional Reformulada: cinco temas-chave
• Modo Energy, como as baterias economizaram £188 milhões para consumidores britânicos
• NESO, Projeto de Colaboração em Restrições
• NESO, Consulta sobre Precificação Nacional Reformulada

O que a NESO está tentando resolver?

O armazenamento por trás das restrições pode “recomercializar” sua posição. Ele vende no mercado atacadista e é ofertado para baixo no Mecanismo de Balanceamento. Isso se repete a cada meia hora, enquanto as restrições estiverem ativas, criando uma operação contínua. Cada reversão obriga a NESO a comprar energia de reposição por meio de ofertas aceitas, principalmente de gás no lado sul da restrição. Isso também é conhecido como “recomercialização repetitiva”.

É esse custo da oferta de reposição que a NESO está mirando, especialmente porque cresce com mais GW de armazenamento escocês entrando em operação nos próximos anos. Entre dez/2024 e abr/2026, a energia de reposição custou cerca de £180 milhões, sendo £140 milhões (78%) devido a hidrelétricas reversíveis.

As opções que a NESO está avaliando para lidar com os custos das restrições:

• 3A (atualmente a principal): impedir que o armazenamento seja ofertado para baixo no Mecanismo de Balanceamento durante restrições.
• 3AA: igual à anterior, mas ainda permite que o armazenamento se recarregue quando não há exportação programada no atacado, mantendo seu valor para solução de restrições. A NESO considera mais difícil de implementar.
• 3C (ideia de mais longo prazo): limitar o armazenamento a um “ciclo” de recomercialização por dia. Uma bateria de 50 MW e duas horas só poderia recomercializar 100 MWh durante restrições.

Porém, o impacto financeiro total da recomercialização para os consumidores se divide em cinco elementos. Os números citados pela NESO em sua recente Consulta sobre Precificação Nacional Reformulada parecem contar apenas os dois primeiros.

Os cinco elementos de uma oferta de bateria por trás de uma restrição:

1. O custo da oferta de reposição: o custo para substituir a energia ofertada para baixo durante a restrição por aumento de oferta (ou oferta) no Sul.
2. O pagamento devolvido da oferta: o dinheiro que a bateria devolve à NESO como pagamento pela energia que recompra durante sua oferta.
3. Supressão do preço atacadista durante os períodos de pico
4. Supressão do preço atacadista fora dos períodos de pico
5. Ofertas genuínas de solução de restrição: quando o armazenamento oferta e se recarrega enquanto a restrição está ativa – ou seja, paga para armazenar o excesso de energia eólica para uso posterior. Isso é especialmente útil em restrições de curta duração, pois a bateria pode fornecer economia imediata no atacado assim que o vento diminui.

Como essas baterias se recarregam pelo Mecanismo de Balanceamento e não pelo mercado atacadista, evitam elevar os preços fora do pico por meio de ações de recarga.

Ao exportar nos picos, a bateria reduz os preços de pico para todos. As baterias também vendem no atacado fora dos períodos de pico ao recomercializar. Isso vale menos por MWh, mas há mais operações fora do pico do que nos picos.

Por que uma proibição total não funciona

Quando todos os cinco elementos são considerados, o efeito líquido dessas ações das baterias não é custo, mas economia. Nossa análise mostra que as baterias escocesas economizaram £30 milhões para os consumidores entre dezembro de 2024 e abril de 2026.

Proibir o armazenamento no Mecanismo de Balanceamento durante restrições e forçá-lo a operar apenas no mercado atacadista nacional removeria o custo da energia de reposição. Mas também eliminaria a maior parte dos benefícios que as baterias oferecem, restando aos consumidores apenas o benefício de £11 milhões do pico atacadista, já que as baterias operariam apenas no atacado.

A diferença entre a opção 3A da NESO e sua variante que permite recarga, 3AA, é exatamente esse benefício de solução de restrição: cerca de £68 milhões entre baterias e hidrelétricas reversíveis nos últimos 18 meses. A NESO considera o 3AA mais difícil de implementar, então £68 milhões em valor para o consumidor dependem de como a regra será aplicada.

Por que "o armazenamento irá absorver restrições no atacado" não se sustenta

O argumento da NESO para uma proibição pressupõe que o armazenamento, excluído do Mecanismo de Balanceamento, simplesmente importará do mercado atacadista e absorverá o vento de qualquer forma. Isso não acontece.

O argumento diz que, quando há uma restrição ativa, significa que está ventando – e, portanto, os preços atacadistas estarão baixos. Se tivéssemos precificação marginal locacional, talvez isso fosse verdade, mas com preços nacionais e níveis excessivos de restrições na Escócia, não é o caso.