La tarification nodale est une méthode de détermination du prix de l'électricité qui varie selon la localisation. On l'appelle parfois tarification marginale locative (ou LMP). Dans la première partie, nous avons examiné les implications de la tarification nodale pour l'ensemble du système énergétique en Grande-Bretagne. Ici, nous explorons ce que cela pourrait signifier pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). Plus tard, dans la troisième partie, nous modéliserons le comportement d'un système de stockage par batterie sur une journée complète dans un nœud simulé.

La figure 1 (ci-dessous) présente des scénarios possibles sur la manière de fixer un prix selon la localisation. À gauche, on retrouve le système actuel : un prix unique de gros de l'électricité à l'échelle de la Grande-Bretagne. Au centre, la Grande-Bretagne est découpée en 14 groupes de points d'alimentation du réseau (GSP). Il existe déjà des différences dans les frais de réseau – comme la DUoS et la TNUoS – entre ces 14 groupes. À droite, nous avons mis en évidence les 362 points d'alimentation du réseau individuels. Cela donne une idée de la granularité que pourrait atteindre la tarification locative à l'avenir.

Alerte spoiler

Dans la troisième partie, nous utiliserons des données modélisées pour examiner en détail le comportement d'un système de stockage par batterie. Dans cet article, nous avons analysé les effets probables de la tarification nodale sur le stockage par batterie à un niveau global. Voici les points clés à retenir :

• Les profils de production et de demande varieront fortement d'un nœud à l'autre.
• Le besoin de services de réponse en fréquence – et donc les prix – dépendra des caractéristiques de chaque nœud.
• Pour les optimisateurs, il serait plus simple de naviguer sur un marché de gros unifié.
• Les écarts de prix jour/nuit inciteront à la co-localisation dans certains nœuds.

Avec la tarification nodale, nous pourrions observer 362 scénarios potentiels. Chacun aura des profils différents en matière de solaire, d'éolien, de base, d'hydroélectricité, de production embarquée totale, de demande, de capacités d'import/export, de taux de perte de charge, d'inertie, de conditions météorologiques – les variables sont innombrables. Cela pourrait devenir très complexe. Cependant, pour les optimiseurs (ou ceux qui montent des dossiers d'investissement), un marché de gros unifié serait plus facile à appréhender, comme mentionné plus haut. La tarification nodale permettra au réseau de fonctionner plus efficacement et devrait réduire les coûts d'équilibrage, actuellement en forte hausse.

Tous ces éléments influenceront le signal de prix final – sans parler de l'intérêt d'investir – pour le stockage d'énergie par batterie.

En quoi ces nœuds pourraient-ils être différents ?

L'Energy Systems Catapult et le gestionnaire du réseau national (NG ESO) estiment que des nœuds plus fins permettraient d'atteindre les objectifs carbone. Cela en facilitant l'intégration de grandes quantités d'énergies renouvelables sans avoir besoin de renforcer massivement le réseau ou de générer des coûts d'équilibrage excessifs.

Les documents FES 2021 (Future Energy Scenarios) de l'ESO donnent une idée de ce que pourraient être ces nœuds : les 362 points d'alimentation du réseau (GSP). La figure 2 (ci-dessous) montre la répartition modélisée de la production embarquée dans chacun des GSP à l'hiver 2025/26, selon le scénario Leading the Way. (Comme expliqué ici, Leading the Way est le scénario FES le plus ambitieux – la « voie la plus rapide et crédible vers la décarbonation ».) Nous avons superposé la demande moyenne projetée (ligne violette).

• La capacité solaire embarquée domine ce graphique. Cela produira beaucoup d'électricité pendant la journée en été, mais peu en hiver.
• Dans 62 % des points GSP, la demande hivernale devrait dépasser la capacité de production embarquée.

Profils de charge

Bien que la situation paraisse positive, avec une production supérieure à la demande dans de nombreux GSP, il faut tenir compte des facteurs de charge. Pour modéliser plus précisément l'équilibre production/demande dans ces GSP, nous avons appliqué les facteurs suivants : 38 % pour l'éolien, 4 % pour le solaire, et 60 % pour l'hydroélectricité et autres (qui ressemblent à de la production de base).

La figure 3 (ci-dessous) montre la production embarquée moyenne après application de ces facteurs de charge. Comme précédemment, la demande moyenne projetée est superposée.

• Dans 87 % des GSP, la demande dépasse la production embarquée dans ce nœud. Ces nœuds importeront donc probablement de la production raccordée au réseau de transport.

Le paysage actuel du stockage d'énergie par batterie

Avant d'approfondir le rôle du stockage par batterie dans un système de tarification nodale, rappelons-nous comment il fonctionne actuellement, dans notre système national. La figure 4 (ci-dessous) présente la répartition des revenus du stockage par batterie pour le 1er trimestre 2022 (hors frais d'utilisation du système).

• Les services de réponse en fréquence constituent la majeure partie des revenus.
• Il existe un peu de trading marchand lorsque les marchés offrent des écarts suffisants pour sortir de la réponse en fréquence.
• Le Mécanisme d'Équilibrage offre une autre opportunité de flexibilité.
• Ce n'est pas représenté sur le graphique ci-dessus, mais il existe aussi une (certes limitée) opportunité de valoriser la localisation via les frais TNUoS. Nous avons détaillé cela dans notre récent article sur les Triads 2021/22.

Quelles sont les exigences actuelles de localisation pour les services de réponse en fréquence ?

• Il n'y a pas d'exigence de localisation pour l'agrégation des anciens services (en cours de suppression). FFR exige un minimum de 1 MW par unité, quel que soit l'emplacement.
• Les nouveaux services dynamiques – Dynamic Regulation (DR) et Dynamic Moderation (DM) – ont une exigence de localisation. Les actifs DR et DM sont (ou seront) agrégés au niveau du groupe GSP. Un minimum de 1 MW de disponibilité est requis par groupe GSP pour participer au service.
• Dynamic Containment a une exigence de localisation plus stricte : un minimum de 1 MW par GSP. Cependant, NG ESO a récemment annoncé son intention de faire passer DC à 1 MW par groupe GSP, l'alignant sur les nouveaux services dynamiques. Cela supprimera une barrière à l'entrée pour les petits actifs.

Comment la tarification nodale pourrait-elle impacter les exigences de réponse en fréquence ?

Avec la tarification nodale, on imagine que NG ESO – ou un potentiel opérateur de système du futur – sera responsable du maintien de la fréquence autour de 50 Hz. Mais comment la tarification nodale affectera-t-elle les services auxiliaires (et les systèmes de stockage par batterie qui les fournissent) ?

NG ESO développe actuellement un outil de cartographie pour mieux localiser les actifs. Cela aidera la salle de contrôle à gérer les contraintes de manière localisée. Avec la tarification nodale, il est possible que les marchés de la réponse en fréquence aient des exigences différentes selon les localisations, en fonction de la production et des contraintes de chaque partie du réseau.

D'autres facteurs, comme la perte de charge ou l'inertie, peuvent également modifier les besoins selon les nœuds. Par exemple, Hinkley Point C apporte un risque potentiel de perte de charge de 1800 MW – ce qui pourrait générer de forts besoins en Dynamic Containment. Pourtant, il pourrait y avoir peu de besoin en Dynamic Regulation et Dynamic Moderation, car l'inertie y est élevée grâce aux grandes turbines en rotation.

À l'inverse, un nœud avec peu de production synchrone mais beaucoup de solaire ou d'éolien pourrait avoir des besoins importants en DR, car l'inertie serait faible. Même sans risque majeur de perte de charge, une forte variation de la fréquence (RoCoF) – par exemple lors du passage de nuages – pourrait entraîner un besoin important en DM.

Comment la tarification nodale pourrait-elle influencer les opportunités marchandes ?

Avec le règlement toutes les 5 minutes et une plus grande volatilité des prix (car les marchés feront davantage l'équilibrage), il y aurait plus d'opportunités d'arbitrage. Cela correspond à la flexibilité offerte par le stockage par batterie. Les appels d'offres des batteries sur le marché de gros pourraient ressembler davantage aux enchères actuelles dans le Mécanisme d'Équilibrage.

Il y aura un marché marchand unique pour négocier la flexibilité. Aujourd'hui, nous avons des marchés de gros horaires, demi-horaires, intrajournaliers (potentiellement sur plusieurs bourses), le BM, ainsi que des coûts de réseau localisés. Avec la tarification nodale, il devrait être plus simple pour les opérateurs de naviguer dans un marché unifié. Cependant, ce marché unique pourrait proposer 362 prix différents.

Optimiser le stockage par batterie avec la tarification nodale

Dans la première partie, nous avons examiné un exemple de nœud sur le réseau écossais. Il présente une contrainte de transport importante, et un parc éolien produit à pleine capacité pendant le pic du soir (voir figure 5 ci-dessous). Comme il s'agit d'une zone rurale, la demande est faible.

Alors, comment le stockage par batterie pourrait-il aider à atténuer cette contrainte ? Eh bien, de la même manière que l'optimisation derrière le compteur fonctionne. Dans ce cas, vous pourriez avoir : la demande d'une usine ou d'un immeuble de bureaux, ou de bornes de recharge pour véhicules électriques ; une production solaire et/ou éolienne ; et une connexion d'import/export limitée.

La demande et la production du nœud aident à façonner le prix nodal, comme le montre la figure 5 (ci-dessus). Lorsque la demande dépasse la production renouvelable, le prix est élevé. Lorsqu'il y a un surplus de production, le prix est bas (voire négatif). Une batterie peut être optimisée autour de ce coût, tout en tenant compte des contraintes d'import/export. Parfois, cela signifie minimiser les importations du réseau (en déchargeant). D'autres fois, il s'agira de se charger à partir de la production locale, ou d'agir pour gérer les contraintes du nœud. Nous explorerons ce scénario plus en détail dans la troisième partie.

Dans la figure 6 (ci-dessous), on voit comment une batterie pourrait stocker l'excédent d'énergie éolienne, puis la décharger pour répondre à la demande locale, ou l'exporter plus tard vers le réseau en dehors de ce nœud (jouant un rôle d'interconnexion entre nœuds). Le schéma de droite illustre ce scénario.

Toute optimisation pour les services auxiliaires pourrait se superposer à cela. La disponibilité d'une batterie pour charger et décharger – et donc pour fournir des services auxiliaires – pourrait être limitée par les contraintes d'import/export du nœud.

Co-localisation du stockage par batterie et du solaire

Actuellement, la co-localisation du stockage avec des actifs renouvelables (principalement le solaire) présente peu d'avantages commerciaux, à part la mutualisation du coût de la connexion. Les batteries sur des sites co-localisés fonctionnent généralement de façon indépendante. Il n'existe donc pas d'incitation commerciale réelle à installer une batterie près d'une ferme solaire.

Avec la tarification nodale, il y aurait un écart de prix significatif entre le jour et la nuit dans les zones à forte capacité solaire. Cela créerait des opportunités d'arbitrage pour capter ces écarts. Cela encouragerait la construction d'actifs capables de profiter de ces écarts (comme les systèmes de stockage par batterie). Ces écarts pourraient durer plus d'1 ou 2 heures, ce qui renforcerait la rentabilité du stockage longue durée.

Dernières réflexions

Il est impossible de savoir à ce stade exactement comment la tarification nodale affecterait le stockage par batterie en Grande-Bretagne, d'autant que nous ne savons pas à quoi ressembleraient ces nœuds. Cependant, nous pouvons déjà entrevoir son impact sur les services de réponse en fréquence, le négoce de gros, l'optimisation et la co-localisation – comme détaillé dans cet article.

N'hésitez pas à revenir pour la troisième partie. Nous modéliserons ce qu'une batterie pourrait faire dans un nœud simulé sur une journée complète.