Resumo Executivo

• As receitas de armazenamento de energia por baterias na Grã-Bretanha alcançaram £88 mil/MW/ano em janeiro de 2025, representando um aumento de 5% em relação a dezembro de 2024 e o primeiro crescimento mensal consecutivo desde o início de 2024.
• As receitas com negociações no mercado atacadista aumentaram em £11,6 mil/MW/ano, impulsionadas por uma elevação de 42% nos spreads de preços do atacado, atingindo o maior patamar em dois anos.
• Os preços de energia no mercado intradiário atingiram £1.780/MWh em 8 de janeiro, levando as receitas diárias das baterias ao maior valor desde 2022, com ganhos de £394 mil/MW/ano.

Assinantes da Modo Energy Research também descobrem:

• Como as receitas de serviços de Reserva atingiram um novo recorde, após o lançamento do Quick Reserve em dezembro.
• O impacto de um Aviso do Mercado de Capacidade do Operador Nacional do Sistema de Energia (NESO) na participação das baterias em 8 de janeiro.
• Por que as receitas do Balancing Mechanism caíram £11 mil/MW/ano, mesmo com a alta nas receitas totais das baterias.

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Receitas das baterias crescem em meses consecutivos

O primeiro trimestre de 2024 registrou aumento mês a mês das receitas das baterias, desde o valor mais baixo em janeiro até março. No restante do ano, as receitas oscilaram acompanhando a geração eólica — subindo e descendo a cada mês. Em dezembro de 2024, as receitas aumentaram 65%, chegando a £84 mil/MW/ano.

As receitas do Balancing Mechanism caíram £11 mil/MW/ano, pois as baterias tiveram uma redução de 40% no volume de Ofertas despachadas. Também houve queda nas receitas dos serviços de Resposta em Frequência devido à redução dos preços nos serviços Low.

No entanto, essas quedas foram compensadas pelo aumento das receitas dos serviços de Reserva e das negociações no atacado.

Em dezembro, o lançamento do Quick Reserve contribuiu para um aumento de £10 mil/MW/ano nas receitas de Reserva, levando-as ao maior patamar desde a criação do Balancing Reserve em março de 2024. Em janeiro, as receitas de Reserva aumentaram mais £3,6 mil/MW/ano, atingindo novo recorde.

Assim como em dezembro, o aumento das receitas em janeiro foi impulsionado pelos altos preços no atacado, ampliando os spreads de preços. As receitas do atacado cresceram £11,6 mil/MW/ano, alcançando o maior nível em dois anos.

Diversos fatores, como geração eólica, preços do gás e do carbono, e taxas de despacho in-merit, influenciam as receitas das baterias. Em janeiro, houve aumento na maioria desses fatores macro, incluindo um crescimento de 42% nos spreads de preços do atacado.

Spreads do preço atacadista do dia seguinte aumentam 42%

Os spreads do preço atacadista do dia seguinte aumentaram para uma média de £136/MWh em janeiro de 2025. Este é o maior valor desde dezembro de 2022, quando atingiram £225/MWh. Os spreads do atacado ultrapassaram £200/MWh em vários dias de janeiro, chegando a £885/MWh em 22 de janeiro.

Preços intradiários de energia resultam nos maiores dias de receita desde dezembro de 2022

Houve vários dias de preços elevados em janeiro no mercado atacadista do dia seguinte. Isso foi causado por períodos de baixa geração eólica, combinados com alta demanda típica do inverno, aumentando a produção de usinas a gás mais caras. Entre 8 e 10 de janeiro e entre 20 e 22 de janeiro, os preços ultrapassaram £200/MWh. O preço horário do N2EX Day-ahead atingiu £980/MWh em 22 de janeiro.

No entanto, mais notavelmente, no mercado Intraday EPEX, em 8 de janeiro, os preços chegaram a £1.780/MWh às 16h30 — o maior preço intradiário desde janeiro de 2022, quando atingiram £3,1 mil/MWh.

Baterias registram maior receita diária desde 2022

Como resultado do preço intradiário excepcionalmente alto, as baterias arrecadaram £394 mil/MW/ano em 8 de janeiro de 2025. Esse valor supera o recorde anterior, de 12 de dezembro de 2024, tornando-se o maior dia de receita desde setembro de 2022.

Cerca de 50% do volume de baterias negociado no atacado no dia foi transacionado no mercado intradiário. Para saber mais sobre nossa metodologia de receitas de negociação no atacado, acesse o artigo completo.

NESO emite seu terceiro Aviso do Mercado de Capacidade desde outubro de 2024

Em 8 de janeiro de 2025, o Operador Nacional do Sistema de Energia (NESO) emitiu um Aviso do Mercado de Capacidade (CMN) para as 16h30 do mesmo dia. Um ECMN é definido pelo NESO conforme abaixo.

Um Aviso do Mercado de Capacidade é um sinal emitido com quatro horas de antecedência de que, considerando os requisitos adicionais de reserva operacional, pode haver menos geração disponível do que o NESO espera ser necessário para atender à demanda nacional de eletricidade no sistema de transmissão. Os avisos têm como objetivo sinalizar que o risco de um Evento de Estresse do Sistema na rede elétrica do Reino Unido é maior do que em circunstâncias normais.

​​O NESO registra os Avisos do Mercado de Capacidade (ECMN/CMN) aqui. Este link pode ser utilizado para consultar quando os últimos e anteriores avisos foram emitidos [gbcmn.nationalenergyso.com].

Uma Notificação do Mercado de Capacidade é acionada automaticamente quando se espera que haja menos de 500 MW de geração excedente acima da margem operacional necessária entre geração e demanda. Isso é acionado com quatro horas de antecedência. Um Aviso de Margem de Eletricidade (EMN) também foi emitido para 8 de janeiro, no dia anterior. Os EMNs diferem dos CMNs, pois são emitidos diretamente pelos engenheiros da sala de controle quando há preocupações sobre a disponibilidade de geração futura.

No momento do CMN, a soma da demanda de transmissão e da margem operacional era de 46,7 GW, enquanto a geração esperada era de 47,1 GW, resultando em um excedente de 449 MW. Como esse excedente ficou abaixo de 500 MW, o aviso foi acionado.

Baixa geração eólica e menor disponibilidade de interconexão reduziram a margem

O NESO atribuiu os avisos a uma redução de 2 GW na previsão de geração eólica e ao aumento da demanda devido ao frio. Além disso, 3 GW de interconexões estavam indisponíveis.

O interconector Viking Link para a Dinamarca operava com 50% da capacidade. O BritNed de 1 GW, ligando a Grã-Bretanha à Holanda, estava em manutenção programada desde 6 de dezembro de 2024.

Com oito horas de antecedência, a margem desclassificada para as 17h era de 510 MW; uma hora antes, subiu para 1 GW.

Spreads maiores de preço no atacado devido à redução da geração, causada pela indisponibilidade de interconexões e paradas de geradores, já eram esperados em nossa análise de perspectivas para o inverno.

3 GW de baterias atenderam à demanda do sistema no horário de pico em 8 de janeiro

Em 8 de janeiro, as baterias forneceram pelo menos 3 GW de flexibilidade às 17h. Elas apoiaram o sistema em diversos serviços. 1,5 GW foram contratados para exportação de energia nos mercados atacadistas.

Além disso, 1 GW foi contratado em serviços de resposta em frequência para gerenciar as variações na rede. Isso não inclui as baterias não registradas no Balancing Mechanism, que podem ter dado suporte via mercado atacadista.

Por outro lado, como as exigências do NESO foram atendidas, algumas baterias até foram desligadas no Balancing Mechanism.

No final, a demanda ficou abaixo do esperado, em 45,8 GW, e a margem superou 1 GW. O NESO atuou junto ao Viking Link para aumentar a capacidade total para 1,4 GW e suprir o déficit. Além disso, o serviço de Flexibilidade da Demanda também foi utilizado, reduzindo até 184 MW no período.

Mais dias de baixa geração eólica em janeiro elevaram receitas em relação a dezembro

Além dos preços intradiários elevados em 8 de janeiro, houve mais períodos em que a demanda residual superou 20 GW em comparação a dezembro de 2024. Isso elevou os preços no atacado, ampliando o spread e resultando nas receitas maiores vistas em janeiro.

Preços de liquidação da resposta em frequência aumentam e elevam receitas

Altos preços no atacado geralmente levam a preços maiores para resposta em frequência. Em janeiro, isso se confirmou, pois o preço médio de liquidação subiu de £3,58/MW/hora para £3,63/MW/hora.

Esse aumento foi impulsionado principalmente pela elevação de 21% nos preços do Dynamic Regulation Low. O Dynamic Containment Low também teve o segundo aumento consecutivo, chegando a £5,39/MW/hora.

Apesar do aumento médio dos preços, as receitas de resposta em frequência caíram 12% em relação a dezembro. Isso porque o ME BESS GB Index se baseia em Unidades do Balancing Mechanism (BMUs), e essas baterias tendem a fornecer mais serviços High. Os preços caíram em todos esses serviços.

Isso ocorre devido às diferenças de operação entre BMUs e não-BMUs na rede.

A energia que as não-BMUs exportam ou importam ao prestar resposta em frequência não está sujeita ao Applicable Balancing Services Volume Data (ABSVD). Isso significa que ficam 'fora de posição' pelo volume importado ou exportado, pagando o preço de desequilíbrio por essa energia. Por isso, as não-BMUs evitam os serviços High, que envolvem importação de energia — o que as faria pagar o preço de desequilíbrio. Preferem os serviços Low, que envolvem exportação. Assim, são remuneradas (se o preço do sistema for positivo) pela energia exportada ao prestar esses serviços.

As BMUs recebem ABSVD, por isso tendem a participar mais dos serviços High, pois não estão expostas ao preço do sistema nas importações. Para prestar serviços Low, exigem preços mais altos, pois exportam energia sem remuneração. Assim, não conseguem competir em preço com as não-BMUs e têm menor chance de serem aceitas.

Despachos de Oferta das baterias caem após recorde no Balancing Mechanism

O Balancing Mechanism foi a única fonte de receita a registrar queda em janeiro de 2025. As baterias faturaram £10 mil/MW/ano nesse serviço, menos da metade do valor de dezembro.

Isso ocorreu porque houve redução de 40% no volume de Ofertas despachadas pelas baterias em relação ao recorde de dezembro.

Em janeiro, as baterias tiveram maior volume disponível de Ofertas no Balancing Mechanism. No entanto, 37% desse volume estava in-merit, contra 44% em dezembro. Embora o volume in-merit tenha sido menor, a proporção despachada também caiu: em dezembro, 18% do volume in-merit disponível foi despachado pelas baterias, contra 12% em janeiro.