Os preços do gás e do carbono são os dois principais fatores que influenciam os preços da eletricidade na Grã-Bretanha. Os preços do gás caíram mais da metade em relação aos níveis atingidos em 2022, e os preços do carbono também tiveram uma queda considerável.

Mas quanto isso contribuiu para a queda nas receitas do armazenamento de energia em baterias?

Preços do gás e do carbono têm grande influência nos preços da eletricidade – por causa das CCGTs

As energias renováveis estão crescendo rapidamente em participação na matriz de geração elétrica do Reino Unido. No entanto, um terço da eletricidade ainda é fornecida por usinas movidas a gás, principalmente as Turbinas a Gás de Ciclo Combinado (CCGTs).

Mesmo nos dias mais ventosos, ainda é necessário algum fornecimento das CCGTs – seja pelo mercado atacadista ou pelo Mecanismo de Balanço. Como a usina de preço marginal define o preço da energia, as CCGTs acabam determinando o preço grande parte do tempo – mesmo quando as renováveis de baixo custo estão gerando muita eletricidade.

Portanto, os preços de energia na Grã-Bretanha estão fortemente ligados aos custos dos combustíveis das CCGTs – preços do gás e do carbono. Ambos subiram significativamente em 2021 e 2022, mas caíram este ano.

Preços do gás dominam as mudanças no preço da eletricidade na Grã-Bretanha

O principal fator de custo das CCGTs é o preço do gás. Como as CCGTs frequentemente definem o preço da energia, existe uma forte relação entre os preços da eletricidade e do gás no Reino Unido. Esse vínculo fez os preços dispararem em 2022 e levou os governos a agir para apoiar as contas de energia elétrica.

Preços do carbono também têm impacto

Como as CCGTs definem o preço grande parte do tempo, os preços da eletricidade também estão ligados aos preços do carbono, que são pagos por usinas movidas a gás e outras fontes emissoras de carbono.

O Reino Unido possui dois ‘preços do carbono’. O primeiro é definido por uma commodity negociada no Sistema de Comércio de Emissões (ETS), atualmente cotado a £40/tonelada de CO2. Também existe o Carbon Price Support (CPS), fixado em £18/t CO2. Há isenções para usinas menores, mas grandes geradoras de carbono pagam ambos.

O valor pago pelos geradores depende da intensidade de carbono do combustível – cerca de 0,2t CO2/MWh para o gás. Por conta desse fator, os preços do carbono têm uma ligação mais fraca com o preço da energia do que o gás. Atualmente, o carbono representa cerca de 30% do custo de queima de combustível para uma CCGT.

Baterias dependem dos spreads de negociação – e estes estão ligados aos preços do gás e do carbono

A relação entre os preços do gás e do carbono e o preço médio da energia é clara. No entanto, o preço base da energia não é o que importa para o armazenamento em baterias. As baterias lucram negociando o spread diário desses preços, no Mecanismo de Balanço ou por contratos de serviços de resposta de frequência.

Mas os spreads dos preços do dia seguinte têm relação com os preços do gás e do carbono. Embora as CCGTs definam o preço na maior parte do tempo, a eficiência dessas usinas varia. Eficiências diferentes fazem com que operadores vendam energia a preços diferentes para obter lucro, criando spreads mesmo quando as CCGTs definem o preço ao longo do dia.

Basicamente, a combinação dos preços do gás e do carbono define um ‘piso’ para os spreads no mercado de energia do dia seguinte, em proporção ao valor dessas duas commodities.

Condições extremas do sistema, seja alta demanda ou excesso de geração renovável, tendem a aumentar esses spreads a partir desse ponto.

Historicamente, uma duplicação do preço do gás levou a uma duplicação dos spreads diários. O vínculo com o preço do carbono é mais fraco – uma mudança no preço do carbono gera alteração nos spreads de cerca de um quinto.

Então, se os spreads de negociação das baterias estão ligados aos preços do gás e do carbono, isso resultou em mudanças nas receitas do armazenamento em baterias?

Resposta de frequência anulou a ligação entre receitas das baterias e preços das commodities

Historicamente, não havia tanta conexão entre as receitas do armazenamento em baterias e os preços das commodities. Isso era esperado, pois as receitas eram dominadas por serviços de resposta de frequência. Os preços para Dynamic Containment e outros serviços sempre foram definidos pela dinâmica de oferta e demanda, e não por ligação ao preço atacadista.

Essa ligação está mudando com a redução da dependência da resposta de frequência

No entanto, as receitas das baterias estão migrando para além da dependência da resposta de frequência. Mais receitas agora vêm de ações de ‘arbitragem de energia’ – seja negociando no mercado atacadista ou sendo despachadas pelo Mecanismo de Balanço.

As receitas de negociações estão fortemente ligadas aos spreads do mercado do dia seguinte. O mesmo ocorre no Mecanismo de Balanço (BM). As CCGTs fornecem a maior parte do volume de balanço, a preços atrelados aos preços do gás e do carbono. À medida que as baterias competem por despachos, isso cria um vínculo também nesse mercado.

Isso significa que as receitas do armazenamento em baterias agora têm uma ligação muito mais forte com essas commodities negociadas do que nunca.

Quedas nos preços do gás e do carbono contribuíram para receitas menores em 2023

A saturação dos mercados de resposta de frequência fez os preços desabarem em relação aos picos de 2022. Por isso, muitos operadores de baterias esperavam que a volatilidade do mercado atacadista compensasse isso. No entanto, não foi o que aconteceu – os spreads do dia seguinte em 2023 caíram 58% em relação a 2022, com média de £66/MWh.

A queda dos preços do gás e do carbono contribuiu para essa redução. Os preços mais baixos dessas duas commodities explicam pelo menos 25% da redução dos spreads em 2023.

Os 33% restantes podem ser atribuídos à menor volatilidade geral do sistema elétrico. Este ano, o prêmio dos spreads do dia seguinte baseado em volatilidade foi o mais baixo desde antes de 2018.

Isso ilustra como 2023 foi um ano ruim para a volatilidade dos preços no mercado atacadista. Os preços do dia seguinte, e consequentemente os spreads, ficaram quase sempre dentro da faixa mínima esperada com base nos preços do gás e do carbono. Apenas poucos dias fugiram desse padrão, principalmente devido à alta geração renovável na rede.

Ainda há tempo para mudanças em 2023

Com a chegada do outono, os preços do gás parecem ter atingido um piso com base nos valores globais do GNL (gás natural liquefeito). A queda dos preços do carbono no Reino Unido também desacelerou. Isso torna improvável que vejamos novas quedas nos spreads de negociação devido a essas duas commodities este ano.

Com o início da temporada de aquecimento na Europa, as importações de GNL serão necessárias para manter os estoques, e os preços do gás devem subir. As curvas futuras recentes do gás indicam aumento de cerca de 30% nos preços durante o inverno. Se o inverno for mais frio que o esperado, a demanda por gás – e, portanto, os preços – pode subir significativamente, aumentando também os spreads de negociação para armazenamento em baterias.

Não são apenas as condições na Europa que importam – há concorrência por GNL de compradores da Ásia e de outras regiões. Devido à ligação entre os preços do gás e os spreads de negociação, as receitas do armazenamento em baterias estão agora mais expostas ao mercado global de gás do que nunca.

Por fim, embora a volatilidade dos preços do dia seguinte tenha sido especialmente baixa em 2023, os dois anos anteriores mostram como isso pode mudar rapidamente no inverno. Qualquer pico de preço como o visto em dezembro de 2022 pode rapidamente mudar o cenário para o setor de baterias.