NESO envisage de restreindre le comportement du stockage derrière les contraintes de transport. Son option principale (au 16 juillet 2026), appelée 3A, empêcherait le stockage d’être baissé dans le Balancing Mechanism lors d’une contrainte.

Si cette option est retenue, tant que les contraintes sont actives, le stockage resterait inactif : il ne pourrait pas se recharger avec l’énergie éolienne propre via le Balancing Mechanism.

Entre décembre 2024 et juin 2026, 78 % des comportements générant des coûts ciblés par NESO proviennent de l’hydroélectricité de pompage, le reste des batteries. Lorsque ces unités sont retirées d’une position d’exportation à cause d’une contrainte, NESO paie d’autres unités de l’autre côté de la contrainte pour remplacer cette énergie.

Entre décembre 2024 et avril 2026, le coût de l’énergie de remplacement s’est élevé à 180 millions de livres sterling. Mais ce n’est qu’une partie de l’histoire : en tenant compte des actions d’équilibrage et des marchés de gros, les batteries écossaises ont en réalité permis aux consommateurs d’économiser environ 30 millions de livres. Les interdire du Balancing Mechanism supprimerait la majorité de cet avantage, ne laissant qu’environ 11 millions de livres.

Pour en savoir plus sur la revente sous contrainte :

• Modo Energy, Reformed National Pricing : cinq thèmes clés
• Modo Energy, comment les batteries ont permis aux consommateurs britanniques d’économiser 188 millions de livres
• NESO, Constraints Collaboration Project
• NESO, Reformed National Pricing Call for Input

Que cherche à corriger NESO ?

Le stockage derrière une contrainte peut « revendre » sa position. Il vend sur le marché de gros, puis est racheté dans le Balancing Mechanism. Ce processus se répète toutes les demi-heures tant que la contrainte est active, créant un commerce en continu. Chaque inversion oblige NESO à acheter de l’énergie de remplacement via des offres acceptées, principalement issues du gaz au sud de la contrainte. C’est ce qu’on appelle la « revente répétitive ».

C’est précisément ce coût d’offre de remplacement que NESO cible, surtout avec l’arrivée de nouveaux GW de stockage écossais dans les prochaines années. Entre décembre 2024 et avril 2026, le coût de l’énergie de remplacement s’est élevé à environ 180 millions de livres, dont 140 millions (78 %) provenaient de l’hydroélectricité de pompage.

Les options étudiées par NESO pour réduire les coûts de contrainte :

• 3A (option principale) : interdire toute baisse du stockage dans le Balancing Mechanism lors de contraintes.
• 3AA : idem, mais autorise le stockage à se recharger s’il n’a pas de programme d’exportation de gros, ce qui conserve sa valeur de résolution de contrainte. NESO considère cette option plus difficile à mettre en œuvre.
• 3C (idée à plus long terme) : limiter le stockage à un seul « cycle » de revente par jour. Une batterie de 50 MW sur deux heures ne pourrait revendre que 100 MWh lors des contraintes.

Cependant, l’impact financier complet de la revente pour les consommateurs se divise en cinq éléments. Les chiffres cités par NESO dans son récent Reformed National Pricing Call for Input semblent ne prendre en compte que les deux premiers.

Les cinq éléments d’une offre de batterie derrière une contrainte :

1. Le coût de l’offre de remplacement : le coût pour remplacer l’énergie baissée lors d’une contrainte par une offre d’augmentation dans le Sud.
2. Le paiement de l’offre retournée : l’argent que la batterie retourne à NESO pour l’énergie qu’elle rachète lors de son offre.
3. Suppression du prix de gros pendant les périodes de pointe
4. Suppression du prix de gros pendant les périodes creuses
5. Offres réelles de résolution de contrainte : lorsque le stockage offre et se recharge pendant une contrainte – c’est-à-dire qu’il paie pour stocker l’excès d’énergie éolienne pour une utilisation ultérieure. C’est particulièrement utile lors de contraintes de courte durée, car la batterie peut immédiatement permettre une économie sur le marché de gros après la baisse du vent.

Parce que ces batteries se rechargent via le Balancing Mechanism plutôt que sur le marché de gros, elles évitent de faire augmenter les prix hors pointe par leurs actions de recharge.

En exportant pendant les pointes, la batterie fait baisser les prix de pointe pour tous. Les batteries vendent également sur le marché de gros pendant les périodes creuses lorsqu’elles revendent. C’est moins rentable par MWh, mais il y a plus de transactions hors pointe que de pointe.

Pourquoi une interdiction totale ne fonctionne pas

Une fois les cinq éléments pris en compte, l’effet net de ces actions de batteries n’est pas un coût mais une économie. Notre analyse montre que les batteries écossaises ont permis aux consommateurs d’économiser 30 millions de livres entre décembre 2024 et avril 2026.

Interdire le stockage dans le Balancing Mechanism lors des contraintes, et l’obliger à n’opérer que sur le marché national de gros, supprimerait le coût de l’énergie de remplacement. Mais cela supprimerait aussi la plupart des bénéfices apportés par les batteries, ne laissant aux consommateurs que les 11 millions de livres d’économies sur les pics du marché de gros.

L’écart entre l’option 3A de NESO et sa variante autorisant la recharge, 3AA, correspond précisément à ce bénéfice de résolution de contrainte : environ 68 millions de livres pour les batteries et l’hydroélectricité de pompage sur les 18 derniers mois. NESO considère la 3AA plus difficile à mettre en œuvre, donc 68 millions de valeur pour le consommateur dépendent de la façon dont la règle sera appliquée.

Pourquoi « le stockage absorbera les contraintes sur le marché de gros » ne tient pas

L’argument de NESO en faveur d’une interdiction suppose que le stockage, exclu du Balancing Mechanism, importera simplement sur le marché de gros et absorbera quand même l’énergie éolienne. Ce n’est pas le cas.

L’argument est que lorsqu’une contrainte est active, cela signifie qu’il y a du vent – et donc que les prix de gros seront bas. Si nous avions un prix marginal local, ce serait peut-être vrai, mais avec des prix nationaux et un niveau excessif de contraintes écossaises, ce n’est pas le cas.