Le 21 août, les systèmes de stockage d'énergie par batterie en Grande-Bretagne ont enregistré le deuxième meilleur revenu journalier de 2024 : 250 £/MW. C’est légèrement inférieur aux 258 £/MW atteints le 16 avril. Cette augmentation des revenus s’est produite alors que de nouvelles périodes de prix négatifs ont été observées, avec 49 heures de prix négatifs rien qu’en août.

Qu’est-ce qui explique cette hausse des prix négatifs, pourquoi les revenus des batteries ont-ils augmenté et comment les batteries ont-elles fonctionné dans ces conditions ?

34 heures de prix négatifs sur sept jours fin août

En août, les prix de gros de l’électricité pour le lendemain ont été négatifs pendant 49 heures. Seul le mois d’avril a connu plus d’heures à prix négatifs (53), alors qu’il restait encore trois jours en août. 34 de ces heures se sont concentrées sur la période de sept jours du 20 au 26 août.

Cela signifie que la Grande-Bretagne a connu un total de 147 heures de prix de gros négatifs. C’est 44 de plus que sur l’ensemble de 2023, et cela laisse supposer que le nombre d’heures négatives dépassera les 188 prévues dans nos prévisions.

Hausse de la production éolienne et faible demande : la combinaison qui a provoqué les prix négatifs

Durant la semaine du 20 au 26 août, la production éolienne a atteint en moyenne 9,8 GW, son niveau le plus élevé depuis avril. Cela a couvert en moyenne 41 % de la demande nationale, qui a diminué tout au long de l’été pour atteindre seulement 24 GW en moyenne sur la semaine. Ces deux facteurs ont conduit à 34 heures de prix négatifs, lorsque l’écart entre production éolienne et demande s’est réduit – un record sur sept jours pour la Grande-Bretagne en 2024.

À titre de comparaison, les deux semaines d’avril avaient totalisé 53 heures de prix négatifs. Entre le 3 et le 16 avril, la production éolienne moyenne était de 11,5 GW, ce qui permettait de couvrir plus de 40 % de la demande électrique nationale, alors de 27 GW en moyenne.

Les revenus moyens des BESS atteignent 77 000 £/MW/an entre le 20 et le 26 août

L’augmentation des périodes à prix négatifs a contribué à la hausse des revenus des batteries fin août. Les prix de gros très bas ont élargi les écarts de prix, augmentant ainsi les revenus issus du marché de gros et des services de réponse en fréquence.

La semaine du 20 août, les revenus issus de la réponse en fréquence se sont élevés en moyenne à 65 £/MW/jour (23 000 £/MW/an), soit trois fois plus que sur le reste du mois. Cela a permis aux batteries de gagner en moyenne 77 000 £/MW/an sur la semaine. Le revenu journalier le plus élevé a été atteint le 21 août, le deuxième plus haut niveau de l’année.

Les offres de la Balancing Mechanism ont soutenu les revenus des batteries

Des prix de gros faibles ou négatifs en heures creuses ont permis aux batteries de se charger à moindre coût le 21 août. Les pics de prix à 69 £/MWh le matin et 87 £/MWh le soir ont permis aux batteries de gagner en moyenne 94 £/MW grâce au trading sur le marché de gros.

Cependant, malgré une forme de prix favorable le 21 août, les batteries ont généré plus de revenus de gros le 19 août. Le revenu total plus élevé du 21 août s’explique par des prix de réponse en fréquence plus élevés, et par les actions de l’ESO qui a acheté de l’électricité aux batteries via la Balancing Mechanism.

Les batteries ont fourni plus de 600 MW de puissance via la Balancing Mechanism à 13h. Cela leur a offert une troisième opportunité de vendre de l’électricité de manière rentable dans la journée, leur permettant de gagner 47 £/MW via la Balancing Mechanism, en plus des revenus du marché de gros et de la réponse en fréquence.

La demande nationale, un facteur aussi important que la production éolienne

Récemment, les revenus des batteries ont été fortement corrélés à la production éolienne, mais la demande nationale joue aussi un rôle clé dans la façon dont les batteries génèrent des revenus. Si les prix négatifs peuvent offrir de belles opportunités, ce n’est pas toujours le cas. Le 25 août, les prix ont été négatifs pendant 15 heures, un record sur une seule journée, égalant le 6 avril. Pourtant, les batteries n’ont gagné que 205 £/MW et 186 £/MW ces jours-là, soit 20 à 25 % de moins que les 21 août et 16 avril.

Cela s’explique par la forme des prix de gros, dictée par la demande nationale – c’est-à-dire la demande nette de l’éolien embarqué et, surtout, du solaire.

Une demande matinale plus faible les 6 avril et 25 août a empêché la formation de pics de prix le matin. À l’inverse, les jours les plus rémunérateurs présentaient deux pics de prix de gros bien marqués, offrant aux batteries davantage d’opportunités de générer des revenus.

À l’approche des mois « intermédiaires » de septembre et octobre, les pics de demande devraient augmenter, ce qui pourrait être une bonne nouvelle pour les batteries. Nous pourrions entrer plus souvent dans la « zone idéale » : lorsque l’éolien et le solaire couvrent suffisamment la demande en heures creuses pour faire baisser les prix, mais où une production plus coûteuse – comme les CCGT – reste nécessaire en période de pointe.