Les services auxiliaires représentent une part décroissante des revenus pour le stockage d’énergie par batteries, car les prix de la réponse en fréquence ont diminué. Mais de nouveaux marchés pour d’autres services auxiliaires pourraient-ils changer la donne ? À travers ses programmes pilotes (« pathfinders »), l’ESO teste de nouveaux services auxiliaires pour la stabilité, la tension et la gestion des contraintes.
Ces services résolvent des problèmes de réseau localisés et sont achetés dans différentes zones selon les besoins du système. Jusqu’à présent, l’ESO a attribué ces services via des appels d’offres compétitifs pour une livraison un an ou plus à l’avance. Cependant, on s’attend à une évolution vers des délais d’attribution plus courts, avec un marché journalier prévu pour les services de stabilité dès 2026.
Dans cet article, nous examinons les exigences et la valeur potentielle de chacun de ces services.
Stabilité
Les services de stabilité sont conçus pour augmenter l’inertie et le niveau de court-circuit (SCL) du réseau. Cela permet à la fréquence du système (inertie) et à la tension (SCL) de rester stables lors de perturbations imprévues.
Historiquement, les grands groupes thermiques synchronisés au réseau apportaient ces bénéfices grâce à leur conception, mais avec la montée des énergies renouvelables, cela n’est plus garanti. Actuellement, l’ESO fait appel aux groupes thermiques dans le mécanisme d’équilibrage lorsque l’inertie est insuffisante. Le programme pilote sur la stabilité vise à créer des marchés concurrentiels pour acheter ces services à la place.
L’ESO a mené trois appels d’offres pilotes à ce jour, rémunérant les producteurs pour la fourniture d’inertie et de niveau de court-circuit (paiement de disponibilité en £/période de règlement). Les batteries équipées d’onduleurs « grid-forming » ont pu participer au second appel d’offres.
Cinq batteries ont remporté des contrats annuels lors du second appel, axé sur le maintien du niveau de court-circuit en Écosse. Les valeurs contractuelles allaient de 5 000 à 25 000 £/MW/an, mais les opérateurs doivent prendre en compte ce revenu par rapport au coût supplémentaire d’un onduleur « grid-forming ».
Après ces trois tours pilotes, l’ESO a avancé vers une conception finale du marché de la stabilité. Le marché intermédiaire, attribuant inertie et niveau de court-circuit un an à l’avance, a été lancé en octobre 2023, avec des premiers résultats attendus en septembre 2024. Une enchère au jour le jour pour ces services pourrait voir le jour dès 2026.
Puissance réactive
Avec la production devenue plus décentralisée et intégrée au réseau de distribution, certaines lignes de transport sont parfois faiblement utilisées. Dans certaines régions, cela a augmenté la quantité de puissance réactive sur le réseau, qui doit être absorbée pour éviter une hausse de la tension.
Actuellement, l’ESO gère la puissance réactive via le service obligatoire de puissance réactive (ORPS). Le code réseau exige que tous les producteurs raccordés au transport fournissent ce service, y compris les batteries raccordées au réseau, qui doivent ajuster la quantité de puissance réactive dans leur production.
En pratique, seules trois batteries ont assuré ce service à ce jour – générant en moyenne 1 500 £/MW/an.
En plus de l’ORPS, deux appels d’offres pilotes pour la tension ont eu lieu. Ces appels visaient à acheter de la puissance réactive dans des régions spécifiques, sous forme de contrats long terme. Jusqu’à présent, une seule batterie, Capenhurst, a remporté un appel d’offres, avec un paiement de disponibilité de 2 600 £/MW/an sur une durée de 9 ans.
Les résultats d’un troisième appel d’offres pilote pour Londres et le nord de l’Angleterre sont attendus en octobre 2024. Avant que l’ESO n’adopte un mécanisme de marché de long terme, d’autres appels pilotes pourraient être lancés à l’avenir.
Gestion des contraintes
Enfin, l’ESO teste de nouveaux services auxiliaires pour la gestion des contraintes de transport. Celles-ci apparaissent généralement lorsque l’électricité éolienne produite en Écosse et dans l’est de l’Angleterre est acheminée vers les centres de consommation du Sud-Est.
Actuellement, l’ESO doit anticiper la formation d’une contrainte et réorganiser la production via le mécanisme d’équilibrage. Cela limite les flux avant une défaillance pour éviter toute surcharge des lignes de transport.
L’ESO cherche à augmenter sa capacité d’intertrip afin de pouvoir exploiter les frontières de transport à une utilisation plus élevée. Cela nécessite que les producteurs puissent se déconnecter rapidement en cas de défaut, pour éviter toute surcharge.
Deux appels d’offres pilotes pour la gestion des contraintes ont déjà eu lieu, pour les producteurs situés au-delà de la frontière B6 en Écosse et à l’est de la frontière EC5 dans l’est de l’Angleterre. Lorsqu’un producteur peut être amené à se déconnecter, il reçoit un message d’« armement ». Les producteurs reçoivent un paiement par période de règlement en cas d’armement, ainsi qu’une rémunération forfaitaire s’ils sont effectivement déconnectés.
Jusqu’à présent, seule une batterie – Wishaw – a remporté un contrat, avec une prime d’armement de 3 800 £/période et une prime de 50 000 £ en cas de déclenchement. Cependant, elle n’a été armée qu’une minute durant l’année contractuelle 2023/24, contre près de 4 jours pour le parc éolien de Whitelee.
Whitelee a généré 1 400 £/MW/an de revenus issus des paiements de disponibilité sur l’année. Toutefois, il est peu probable qu’une batterie atteigne un tel niveau de revenus. Les batteries sont actuellement limitées dans leur capacité à fournir des services d’intertrip, car elles ne peuvent être armées et déclenchées qu’en exportation, et non sur ordre d’importation.
Suite aux appels d’offres pilotes, l’ESO organise deux appels d’offres pérennes pour les frontières B6 et EC5. L’appel d’offres EC5 se terminera au 4e trimestre 2024, tandis que celui de B6 débutera.
