Em junho de 2024, o ESO divulgou a Perspectiva Inicial para o Inverno de 2024/25. O relatório apresenta os níveis esperados de geração e demanda para o próximo inverno e sugere que é provável que se repita a baixa volatilidade no mercado atacadista observada no inverno de 2023/24.

Este artigo aborda:

• Pontos-chave do relatório inicial do ESO para o inverno 2024/25
• Um resumo da Revisão de Inverno do ESO para 2023/24
• Uma análise dos spreads de preços no mercado atacadista com base na perspectiva inicial e na previsão Modo GB Bess (apenas para assinantes do GB BESS Outlook)
• Uma visão sobre as receitas previstas para baterias no inverno 2024/25 (apenas para assinantes do GB BESS Outlook)

A margem entre capacidade de geração e demanda deve aumentar neste inverno

A perspectiva inicial fornece uma visão preliminar sobre a capacidade de geração e a demanda máxima esperada para o próximo inverno. As margens devem ser de 5,6 GW em 2024/25, o que representa uma diferença de 9,4% entre a demanda máxima e a capacidade de geração.

Na perspectiva inicial, espera-se uma capacidade total de geração de 120 GW no inverno de 2024/25. Isso representa um aumento de 4 GW em relação aos 116 GW previstos para 2023/24, equivalendo a uma capacidade ajustada de 65,4 GW.

Esse aumento se deve à expansão da geração eólica offshore e da capacidade de usinas a gás, compensando a aposentadoria da usina de carvão Ratcliffe. A capacidade de armazenamento aumenta em 1 GW; no entanto, no último inverno a capacidade de baterias foi inferior às expectativas do ESO.

Enquanto isso, a demanda máxima prevista para períodos frios (ACS) caiu para 59,8 GW, ante 60,3 GW. Isso reflete uma redução geral da demanda elétrica nos últimos invernos. O pico real de demanda média de inverno foi de 42 GW em 2020/21 e de 40 GW ou menos desde então.

No geral, isso significa que o inverno de 2024/25 deve apresentar uma margem superior de 5,6 GW (9,4%) em comparação com 4,8 GW (8%) na perspectiva inicial do inverno anterior.

Mas, até que ponto essas margens podem se confirmar?

Queda na capacidade de geração fez o excedente ficar abaixo do esperado em 2023/24

Junto com a Perspectiva Inicial, o ESO publicou também uma revisão do inverno 2023/24. No último inverno, a margem permaneceu, na maioria das vezes, dentro do intervalo de confiança de 90% previsto pelo ESO. Porém, em 14 dias a margem ficou abaixo desse limite.

Isso ocorreu devido à geração eólica abaixo do esperado, paradas prolongadas em usinas nucleares e uma falha não planejada no IFA2. Além disso, a demanda aumentou durante ondas de frio. O excedente efetivo foi de 12 GW, ante uma previsão de 14 GW.

O pico real de demanda no inverno (incluindo reserva), de 47,6 GW, ocorreu durante a onda de frio em 15 de janeiro de 2024. Foi ligeiramente inferior ao pico previsto (incluindo reserva) de 48,2 GW. Nesse dia, a geração eólica foi alta, mas a utilização dos interconectores foi baixa, resultando em uma margem de 5 GW. A margem chegou a apenas 1,6 GW em 16 de novembro de 2023.

O inverno 2023/24 marcou mudanças na matriz de geração

De 2020/21 a 2022/23, CCGTs (ciclos combinados a gás), eólica e nuclear formaram a maior parte da capacidade de geração da rede. No entanto, devido a paradas, novas capacidades e desativações, o inverno 2023/24 teve mudanças nas proporções de geração de cada tecnologia.

O aumento da capacidade eólica, juntamente com a queda dos preços de energia na Europa, elevou a participação da energia eólica e dos interconectores. Contudo, a maior dependência dessas fontes também contribuiu para a variação dos excedentes.

Por outro lado, CCGTs, nuclear e carvão tiveram redução na participação na matriz. A taxa de falha nuclear foi bem maior do que o previsto – terminou o inverno com 39% de indisponibilidade ante 14% esperado. Quatro das cinco usinas nucleares em operação estão próximas da aposentadoria.

O inverno 2023/24 teve os menores spreads atacadistas dos últimos quatro anos. O aumento esperado da margem na nova perspectiva sugere que isso deve continuar, mas há fatores que podem aumentar a volatilidade dos preços para baterias.

O que a perspectiva inicial significa para as baterias

Os preços no atacado são fortemente influenciados pelos preços do gás e do carbono – e isso afeta os spreads também.

No inverno 2023/24, o preço do carbono do UK ETS caiu para mínimos históricos. Leilões chegaram a £32/tCO2, enquanto nos dois invernos anteriores a média era de £70/tCO2. O preço do gás também caiu bastante na segunda metade do inverno, chegando a £19,66/MWh em meados de fevereiro.