Os spreads médios dos preços no mercado atacadista para o dia seguinte foram de £62/MWh entre novembro e fevereiro. Isso representa menos de um terço do observado no inverno de 2021-22 e metade do registrado no inverno passado. Esse cenário contribuiu para a queda nas receitas de armazenamento de energia em baterias, com o Índice GB BESS caindo 70% neste inverno.
Mas por que os spreads ficaram tão baixos e o que pode mudar isso no próximo ano?
- A queda nos preços do gás e do carbono fez com que os spreads básicos do mercado atacadista fossem menores do que nos dois anos anteriores, mas a volatilidade também diminuiu.
- Nos três últimos invernos, os preços no atacado chegaram a £1500/MWh, porém neste inverno não houve valores acima de £232/MWh.
- O aumento da geração eólica e da capacidade dos interconectores contribuiu para margens elevadas, evitando picos de preços mesmo nos dias de maior demanda.
- No próximo inverno, novos serviços de reserva e a aposentadoria do carvão podem resultar em 3 GW a menos de geração participando do mercado para o dia seguinte.
Queda nos preços das commodities reduziu spreads em £80/MWh
Nos dois invernos anteriores, os preços do gás estavam excepcionalmente altos. O gás custou em média £72/MWh no inverno de 2021-22 e £60/MWh em 2022-23. Neste inverno, o preço médio foi de £29/MWh. Ao mesmo tempo, o preço do carbono no UK ETS caiu para níveis recordes, com leilões recentes fechando a £32/tCO2. Nos dois invernos anteriores, o preço médio do carbono foi de £70/tCO2.
Esses preços de commodities determinam o custo de operação das usinas a gás. Diferenças de eficiência entre as usinas criam spreads no mercado atacadista mesmo quando as CCGTs são a unidade marginal durante todo o dia. Isso resulta em um spread básico de preço diretamente ligado ao custo das commodities.
Os spreads básicos caíram para menos de £30/MWh neste inverno, £20/MWh abaixo do mínimo dos últimos dois anos. Isso contribuiu para uma redução de 57% nos spreads do mercado atacadista neste inverno.
No entanto, os spreads básicos foram ainda menores no inverno de 2020-21. Apesar disso, o spread médio no atacado naquele período foi de £119/MWh, o dobro do registrado neste inverno.
Picos de preço pouco frequentes são o maior fator nos spreads sazonais
Não houve preços acima de £232/MWh no mercado N2EX para o dia seguinte neste inverno. Os preços de pico foram definidos principalmente pelas CCGTs, com usinas a gás menos eficientes operando apenas 3% do tempo, contra 7-10% nos três invernos anteriores.
Em contraste, os três invernos anteriores registraram picos de preço de até £1.500/MWh. Os preços dispararam em sete dias diferentes em janeiro de 2021, representando 50% do spread médio de £119/MWh naquele inverno.
O que causou esses picos de preço e por que não vimos nenhum este ano?
Demanda de pico aumentou levemente neste inverno
A demanda de pico neste inverno ficou em média 40 GW, um pouco acima dos dois anos anteriores. Em janeiro, a média de 42 GW foi o maior patamar desde janeiro de 2021.
Neste inverno, a demanda de pico superou 44 GW em 10% do tempo, contra 33% em 2020-21. O pico máximo foi de 47 GW em 18 de janeiro, mesmo valor registrado em janeiro de 2021. Apesar disso, os preços no atacado permaneceram baixos.
Geração eólica e capacidade de interconexão aumentaram neste inverno
A geração eólica durante os períodos de pico de demanda atingiu níveis recordes neste inverno, com média de 10,2 GW nos quatro meses, 3 GW acima da média de 2020-21. Esse aumento acompanha o crescimento da capacidade instalada de energia eólica. Hoje, a capacidade eólica conectada à transmissão é de 28 GW, 1,8 GW a mais que no inverno passado e 7 GW acima de 2020-21.
