En novembre 2023, National Grid ESO a soumis une proposition de modification du Grid Code : ‘GC0166 : Introduction de nouveaux paramètres du programme d’équilibrage pour les actifs à durée limitée’.

Ce changement vise à améliorer la communication des données entre les actifs de stockage et la salle de contrôle. Il s’agit du mécanisme derrière les « nouveaux paramètres de stockage d’énergie » – l’une des principales avancées du programme Open Balancing Platform, qui a pour objectif de mettre fin à la « règle des 15 minutes ».

Mais qu’est-ce que cela signifie pour les opérateurs de batteries et comment cela pourrait-il permettre des activations plus longues dans le mécanisme d’équilibrage ?

Actuellement, la « règle des 15 minutes » limite les batteries à de courtes activations dans le mécanisme d’équilibrage

Le Grid Code définit les flux de données entre les actifs connectés au réseau et la salle de contrôle. Aujourd’hui, cette norme ne prévoit pas que les actifs de stockage puissent communiquer leur niveau de charge ou leur disponibilité énergétique à la salle de contrôle.

Lors de l’activation de ces actifs, la salle de contrôle utilise donc une solution de contournement – en se basant sur la Limite Maximale d’Importation (MIL) ou la Limite Maximale d’Exportation (MEL) d’un actif.

Le Grid Code définit ces valeurs comme la puissance maximale qu’un actif peut importer ou exporter à un instant donné. Les batteries utilisent plutôt cette valeur existante pour indiquer la puissance qu’elles pourraient importer ou exporter pendant une période de 15 minutes.

De cette façon, la salle de contrôle peut activer les actifs pour de courtes durées et être sûre qu’ils pourront livrer dans la limite de leur état de charge. La salle de contrôle n’a aucune visibilité sur la disponibilité au-delà de cette période, et n’active donc pas les batteries pour des durées plus longues. Les batteries peuvent redéclarer leurs valeurs MEL et MIL, ce qui permet de recevoir des extensions d’activation. En pratique, cela reste rare.

ESO propose deux solutions potentielles pour permettre des activations plus longues

La proposition actuelle de modification du Grid Code ne précise pas comment l’ESO permettra techniquement des activations plus longues. Ce point fait l’objet de travaux actifs et, à ce jour, deux approches différentes ont été proposées :

1. Lecture directe du niveau de charge via le système SCADA de l’actif

Dans la première approche, les opérateurs d’actifs fourniraient à l’ESO un flux de données provenant des systèmes de surveillance de leurs batteries. Un niveau de charge maximal et minimal pourrait également être précisé, par exemple pour respecter les conditions de garantie des cellules.

L’ESO pourrait alors utiliser ces données de niveau de charge pour déduire la disponibilité pour les offres et appels d’offres. Cependant, cela nécessiterait que la salle de contrôle modélise des hypothèses concernant le rendement, la capacité (qui peut être réduite par l’état de charge ou la température) et d’autres facteurs.

2. Permettre aux opérateurs de déclarer leurs volumes Maximum Deliverable Bid (MDB) et Maximum Deliverable Offer (MDO)

Alternativement, l’ESO pourrait modifier le Grid Code pour permettre aux opérateurs de batteries de déclarer la quantité totale d’énergie disponible pour les appels d’offres et les offres.

Par exemple, une batterie de 50 MWh chargée à 25 MWh pourrait déclarer un MDB et un MDO de 25 MWh.

La salle de contrôle mettrait à jour ces valeurs si elle activait la batterie dans le mécanisme d’équilibrage. Si la batterie était activée pour une offre de 5 MWh, son MDO serait mis à jour à 20 MWh et son MDB à 30 MWh.

La capacité contractualisée dans les services de réponse en fréquence réduirait soit le MDB soit le MDO, selon le sens du service. Les opérateurs doivent réserver un volume pour honorer ces contrats si nécessaire.

Si la batterie contractualisait une capacité de 40 MW dans le service Dynamic Containment High, elle devrait réserver 10 MWh d’énergie – soit assez pour fournir ce service pendant 15 minutes. Son MDB diminuerait alors à 20 MWh, tandis que son MDO resterait inchangé.

Enfin, la charge ou la décharge modifierait également les valeurs de MDO et MDB. Si la batterie est entièrement chargée sur le marché de gros, l’opérateur ajusterait son MDO à 50 MWh et son MDB à 0 MWh.

La concertation avec les parties prenantes se poursuit – donnez votre avis

L’ESO consulte activement sur l’approche à adopter via son groupe « Balancing Transformation – Storage Stakeholder Group ». Jusqu’à présent, le groupe a discuté des exigences technologiques de chaque approche, de la façon dont la disponibilité peut être modélisée à partir du niveau de charge, et de la planification de la disponibilité sur le long terme.

Un groupe de travail a désormais été constitué pour définir l’approche du processus de modification du Grid Code. Ce groupe publiera une consultation sur l’approche proposée en avril. Ensuite, une consultation sectorielle est prévue en juillet. C’est une occasion pour les opérateurs de batteries d’influencer le format de la modification du Grid Code.

Un rapport de modification préliminaire est attendu pour le début septembre. Celui-ci sera mis en œuvre 10 jours ouvrables après l’approbation d’Ofgem.

Dans l’ensemble, l’impact potentiel de ces changements est important. Nous avons déjà montré qu’augmenter la durée maximale d’activation des batteries augmente la part de volumes sur lesquels elles peuvent se positionner, passant de 24 % à 69 % du total. Dans le cadre plus large de l’Open Balancing Platform, cela pourrait augmenter les revenus des batteries sur leur durée de vie jusqu’à 20 %.