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

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Si cette option est retenue, pendant les périodes de contrainte, le stockage resterait inactif : impossible de se charger 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’export en raison 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 du tableau : 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 exclure du Balancing Mechanism ferait disparaître la majeure partie de ce bénéfice, ne laissant qu’environ 11 millions de livres.

Pour aller plus loin sur le retrading derrière les contraintes :

• Modo Energy, Tarification nationale réformée : cinq thèmes clés
• Modo Energy, comment les batteries ont permis d’économiser 188 millions de livres aux consommateurs britanniques
• NESO, Projet de collaboration sur les contraintes
• NESO, Consultation sur la tarification nationale réformée

Que cherche à résoudre NESO ?

Le stockage derrière une contrainte peut « retrader » sa position. Il vend sur le marché de gros, puis est racheté dans le Balancing Mechanism. Ce processus se répète chaque demi-heure tant que la contrainte persiste, créant un échange 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. On parle aussi de « retrading répétitif ».

C’est précisément ce coût d’offre de remplacement que vise NESO, d’autant qu’il augmente avec l’arrivée de nouveaux GW de stockage écossais. Entre décembre 2024 et avril 2026, le coût de l’énergie de remplacement a atteint environ 180 millions de livres, dont 140 millions (78 %) dus à l’hydroélectricité de pompage.

Les options envisagées par NESO pour réduire les coûts liés aux contraintes :

• 3A (option principale) : interdire toute baisse du stockage dans le Balancing Mechanism pendant les contraintes.
• 3AA : identique, mais permet au stockage de se charger s’il n’a pas d’export prévu sur le marché de gros, préservant ainsi son utilité pour résoudre les contraintes. NESO juge cette option plus complexe à mettre en œuvre.
• 3C (idée à plus long terme) : limiter le stockage à un seul « cycle » de retrading par jour. Une batterie de 50 MW sur deux heures ne pourrait retrader que 100 MWh pendant les contraintes.

Mais l’impact financier total du retrading pour les consommateurs se répartit en cinq éléments. Les chiffres cités par NESO dans sa récente consultation sur la tarification nationale réformée semblent ne compter 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 augmentation (ou offre) dans le Sud.
2. Le paiement de l’offre retournée : l’argent que la batterie reverse à NESO pour l’énergie qu’elle rachète lors de son offre.
3. Suppression des prix de gros pendant les périodes de pointe
4. Suppression des prix de gros pendant les périodes creuses
5. Vraies offres de résolution de contrainte : lorsque le stockage offre et se charge pendant une contrainte, c’est-à-dire qu’il paie pour stocker l’excédent d’énergie éolienne pour une utilisation ultérieure. Ceci est particulièrement utile lors de contraintes de courte durée, car la batterie peut immédiatement générer une économie sur le marché de gros après la baisse du vent.

Parce que ces batteries se chargent via le Balancing Mechanism plutôt que sur le marché de gros, elles évitent de faire monter les prix creux par leurs actions de charge.

En exportant en période de pointe, la batterie fait baisser les prix de pointe pour tous. Les batteries vendent également sur le marché de gros pendant les périodes creuses lors du retrading. C’est moins rentable par MWh, mais il y a plus d’échanges creux 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 batterie n’est pas un coût mais une économie. Notre analyse montre que les batteries écossaises ont permis d’économiser 30 millions de livres aux consommateurs entre décembre 2024 et avril 2026.

Interdire le stockage d’accéder au Balancing Mechanism lors des contraintes, et l’obliger à n’opérer que sur le marché de gros national, supprimerait le coût de l’énergie de remplacement. Mais cela ferait aussi disparaître la plupart des bénéfices apportés par les batteries, ne laissant aux consommateurs que l’économie de pointe de 11 millions de livres grâce à leur activité sur le marché de gros.

L’écart entre l’option 3A de NESO et sa variante autorisant la charge, 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 les consommateurs dépendent du choix de la règle.

Pourquoi « le stockage absorbera les contraintes via le marché de gros » est une fausse piste

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 tout de même l’excédent éolien. Ce n’est pas le cas.

L’argument est que lorsqu’une contrainte est active, il y a du vent – donc les prix de gros seront bas. Avec une tarification marginale localisée, ce serait possible, mais avec des prix nationaux et un niveau élevé de contraintes en Écosse, ce n’est pas le cas.