Ao longo de outubro, analisamos a expansão das baterias no terceiro trimestre, o pipeline mais recente até 2027 e o valor dos mercados locais de flexibilidade para sistemas de armazenamento de energia em baterias. Também atualizamos a Previsão GB para a versão 3.2 e avaliamos como isso se relaciona com as perspectivas de inverno da NESO para 2024/25.
Confira abaixo um resumo rápido das principais descobertas da pesquisa de outubro
Resumo de outubro
- As baterias na Grã-Bretanha obtiveram suas maiores receitas do ano em outubro, atingindo £58k/MW/ano.
- Baterias focadas em Dynamic Regulation High e no Balancing Mechanism obtiveram as receitas mais elevadas
- Operational Utilization é um tipo de serviço local de flexibilidade que pode ser adequado para baterias em escala de rede, pois opera de forma semelhante ao Balancing Mechanism, porém com volumes significativamente menores.
- A versão 3.2 da previsão de receitas de baterias da Modo Energy para a Grã-Bretanha traz modelagem avançada de demanda para veículos elétricos e bombas de calor, além de outras alterações relacionadas a fatores de desvalorização do Capacity Market e preços de commodities.
- Espera-se que a diferença de preços no mercado atacadista aumente 60% no inverno 2024/25 em comparação com o inverno 2023/24
- O terceiro trimestre de 2024 registrou a maior expansão do ano até agora, com 259 MW de nova capacidade de baterias iniciando operações comerciais.
- As receitas de baterias no longo prazo estão projetadas para aumentar para uma média de £110k/MW/ano — quase metade do pico de 2022, mas mais que o dobro das receitas atuais.
Mercados locais de flexibilidade podem ser valiosos para armazenamento de energia em baterias em escala de rede?
Em 2023, operadoras de redes de distribuição (DNOs) contrataram um recorde de 3,2 GW de capacidade em serviços locais de flexibilidade. O tamanho desse mercado cresceu, em média, 50% ao ano nos últimos quatro anos. Será que esses serviços podem ser valiosos para BESS em escala de rede?
Entre os três modelos gerais de serviços de flexibilidade, os serviços de Operational Utilization podem ser os mais adequados para armazenamento de energia em baterias em escala de rede. Esse mercado é estruturado de forma semelhante ao Balancing Mechanism em nível de distribuição, permitindo que as baterias obtenham receitas por taxas de utilização, sem sacrificar a flexibilidade de negociação ao contratar capacidade nos horários de pico.
Assinantes da Modo Energy podem ler o artigo completo para entender como esses serviços são estruturados e quais baterias estão atualmente contratadas.
Mais demanda, mais concorrência: O impacto da modelagem aprimorada de demanda com considerações avançadas para veículos elétricos (VEs)
No início de outubro, publicamos a atualização mais recente do nosso modelo para a Grã-Bretanha – versão 3.2 (4º trimestre de 2024).
A atualização inclui:
- Modelagem aprimorada da demanda, com considerações avançadas para veículos elétricos (VEs), vehicle-to-grid (V2G) e bombas de calor
- Atualização dos fatores de desvalorização do Capacity Market, perspectivas de preços de commodities e taxas de despacho do Balancing Mechanism
- Atualização da expansão de capacidade para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS), eólicos e gás
- Modelagem de receitas aprimorada para grandes BESS (>300MW)
A eletrificação do transporte e do aquecimento – por meio de VEs e bombas de calor – terá impactos na rede, nos preços de energia e nas receitas de BESS. Ambos aumentam a demanda total, alteram o perfil diário de consumo e também introduzem novas fontes de flexibilidade que podem competir com as baterias.
De acordo com nosso modelo mais recente, veículos elétricos representarão 15% da demanda total noturna até 2035, principalmente devido a carregadores inteligentes que aproveitam os preços baixos da energia durante a madrugada.
Leia mais sobre as atualizações da V3.2 e assista ao livestream. Assinantes da previsão da Modo Energy também podem acessar a previsão para construir suas próprias análises.
Receitas de armazenamento de energia em baterias caíram dois terços desde o pico de 2022 – quanto podem se recuperar?
Atualmente, as receitas do armazenamento de energia em baterias na Grã-Bretanha estão cerca de 60% abaixo do pico registrado no início de 2022. Isso ocorreu devido à saturação dos mercados de resposta de frequência, levando os preços a um sétimo do valor anterior.
As estratégias de negociação migraram para os mercados atacadistas e para o Balancing Mechanism – que, segundo nossas previsões, responderá por 93% das receitas ao longo da vida útil de uma bateria de duas horas.
No longo prazo, projetamos que as receitas das baterias aumentem para uma média de £110k/MW/ano — quase metade do pico de 2022, mas mais que o dobro das receitas atuais.
Mas o que isso significa para o cenário de investimentos em baterias? Nos níveis atuais de Capex, esse valor supera as receitas de £74k/MW/ano a £85k/MW/ano que estimamos serem necessárias para garantir um retorno aceitável sobre o investimento.
Atualizamos nosso GB BESS Outlook para o 4º trimestre de 2024, incluindo os dados mais recentes da versão 3.2 da previsão. Acesse o resumo executivo para saber mais.
Diferenças de preços de energia devem aumentar durante o inverno na Grã-Bretanha
As diferenças de preços no mercado atacadista são de £90/MWh no inverno 2024/25, segundo a V3.2 da previsão GB BESS. Isso representa um aumento de £35/MWh em relação às diferenças de preços observadas no inverno 2023/24. No inverno 2023/24, as diferenças de preços no mercado day-ahead tiveram média de £55/MWh, devido à baixa volatilidade do mercado atacadista.
Neste inverno, espera-se maiores diferenças devido à aposentadoria da última usina a carvão da Grã-Bretanha, ao aumento dos preços do gás e à dependência da geração eólica – que pode gerar preços elevados em dias de pouco vento e preços negativos em dias de vento forte.
Espera-se também que a Grã-Bretanha seja importadora líquida durante o inverno, devido aos preços mais baixos de energia na Europa. Isso aumenta a dependência dos interconectores, o que pode elevar ainda mais a volatilidade dos preços.
Saiba mais sobre as expectativas para a rede durante o inverno 2024/25 e o impacto nas receitas do armazenamento de energia em baterias lendo o artigo aqui.
259 MW de nova capacidade de baterias iniciaram operações comerciais no 3º trimestre de 2024 na Grã-Bretanha
O terceiro trimestre de 2024 registrou o maior volume de novas baterias entrando em operação comercial em 2024 até agora. Essa nova capacidade veio de nove baterias e, para muitos proprietários, representou os primeiros sites em operação nos mercados da Grã-Bretanha.
Com a adição desses novos sites, a capacidade total de baterias na Grã-Bretanha chega a 4,3 GW, com capacidade total de energia de 5,8 GWh. Isso significa que a duração média das baterias na Grã-Bretanha é de 1,33 horas.
O terceiro trimestre é um período importante para a expansão de baterias todos os anos, pois é o último trimestre antes do início do novo ano do Capacity Market. 4,3 GW de capacidade de conexão de baterias têm acordos que começaram no início de outubro. Dos 1,6 GW que ainda não estavam online no início do terceiro trimestre, 0,2 GW começaram operações comerciais até o final do trimestre. Ou seja, 1,4 GW de capacidade de conexão ainda não iniciaram operações comerciais.
Apesar do terceiro trimestre ter sido o de maior expansão do ano até agora, o crescimento das baterias em 2024 está atrás do ritmo de 2023. Proprietários e desenvolvedores apontam filas para conexão à rede, cronogramas das DNOs, interrupções na rede e problemas com equipamentos como causas de atrasos.
Visite o artigo para saber quais baterias iniciaram operações comerciais, quanto de nova capacidade deve estar online até o final de 2024 e para baixar a versão mais recente do pipeline.
No Podcast, Aaron Wade explora os custos do armazenamento de energia em baterias em 2024 e além
Os temas de transmissão em outubro variaram desde insights sobre a cadeia de suprimentos e projeções de custos até o entendimento sobre o que são Virtual Power Plants (VPPs). Também exploramos o mercado de energia alemão, sistemas de energia e BESS na Holanda e as receitas do verão mais recentes no ERCOT.
Compreender os fatores que impulsionam a redução de custos nas células de bateria é fundamental para se manter competitivo. À medida que a demanda por armazenamento de energia dispara, a pressão para reduzir custos nunca foi tão alta. Os custos de materiais não são o único fator que influencia os preços; avanços na química das células, eficiência do sistema e práticas de fabricação também desempenham um papel importante na definição dos preços dos sistemas.
Outros episódios do podcast incluem:
- BESS e o mercado de energia alemão com Lars Stephan
- Virtual Power Plants com Geoff Ferrell
- Armazenamento de baterias na Holanda com Rens Savenije
- Atualização das receitas de verão do ERCOT com Brandt Vermillion
