Tout au long du mois d’octobre, nous avons analysé le déploiement des batteries au troisième trimestre, le dernier pipeline jusqu’en 2027 et la valeur des marchés locaux de flexibilité pour les systèmes de stockage d’énergie par batterie. Nous avons également mis à jour la prévision GB vers la version 3.2 et examiné comment cela se rapporte aux perspectives hivernales de la NESO pour 2024/25.

Vous trouverez ci-dessous un résumé rapide des principaux enseignements issus de la recherche d’octobre

Résumé d'octobre

• Les batteries en Grande-Bretagne ont généré leurs revenus les plus élevés de l’année en octobre, atteignant 58 000 £/MW/an.
• Les batteries axées sur la Dynamic Regulation High et le Balancing Mechanism ont obtenu les meilleurs revenus.
• L’Operational Utilization est un type de service local de flexibilité qui pourrait convenir aux batteries à grande échelle, car il fonctionne de manière similaire au Balancing Mechanism, mais avec des volumes nettement inférieurs.
• La version 3.2 de la prévision des revenus des batteries de Modo Energy pour la Grande-Bretagne introduit une modélisation avancée de la demande pour les véhicules électriques et les pompes à chaleur, ainsi que d’autres modifications liées aux facteurs de dépréciation du Capacity Market et aux prix des matières premières.
• Les écarts de prix de gros devraient augmenter de 60 % à l’hiver 2024/25 par rapport à l’hiver 2023/24.
• Le troisième trimestre 2024 a vu le plus grand déploiement de l’année à ce jour, avec 259 MW de nouvelle capacité de batteries mises en service commerciale.
• Les revenus à long terme des batteries sont prévus pour augmenter à une moyenne de 110 000 £/MW/an—soit presque la moitié de leur pic de 2022 mais plus du double des revenus actuels.

Les marchés locaux de flexibilité pourraient-ils être précieux pour le stockage d’énergie par batterie à grande échelle ?

En 2023, les opérateurs de réseaux de distribution (DNO) ont contracté un record de 3,2 GW de capacité pour des services locaux de flexibilité. La taille de ce marché a augmenté en moyenne de 50 % par an au cours des quatre dernières années. Ces services pourraient-ils s’avérer précieux pour les BESS à grande échelle ?

Parmi les trois grands modèles de services de flexibilité, les services d’Operational Utilization pourraient être les mieux adaptés au stockage d’énergie par batterie à grande échelle. Ce marché est structuré de manière similaire à un Balancing Mechanism au niveau de la distribution, permettant aux batteries de générer des revenus via des frais d’utilisation, sans sacrifier la flexibilité de trading en contractant la capacité aux heures de pointe.

Les abonnés Modo Energy peuvent lire l’article complet pour découvrir comment ces services sont structurés et quelles batteries sont actuellement sous contrat.

Plus de demande, plus de concurrence : l’impact d’une modélisation améliorée de la demande avec prise en compte avancée des véhicules électriques (VE)

Début octobre, nous avons publié la dernière mise à jour de notre modèle pour la Grande-Bretagne — version 3.2 (T4 2024).

La mise à jour inclut :

• Une modélisation améliorée de la demande avec prise en compte avancée des véhicules électriques (VE), du vehicle-to-grid (V2G) et des pompes à chaleur
• Mise à jour des facteurs de dépréciation du Capacity Market, perspectives des prix des matières premières et taux de dispatch du Balancing Mechanism
• Actualisation du déploiement de capacité pour l’éolien, le gaz et les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS)
• Modélisation des revenus améliorée pour les grands BESS (>300MW)

L’électrification des transports et du chauffage — via les VE et les pompes à chaleur — aura des conséquences sur le réseau, les prix de l’électricité et les revenus des BESS. Les deux augmentent la demande totale, modifient le profil journalier de la demande et introduisent aussi de nouvelles sources potentielles de flexibilité qui peuvent concurrencer les batteries.

Selon notre dernier modèle, les véhicules électriques représenteront 15 % de la demande totale nocturne d’ici 2035, principalement grâce aux bornes de recharge intelligentes utilisant les tarifs nocturnes les moins chers.

En savoir plus sur les mises à jour de la V3.2 et revoir le livestream. Les abonnés aux prévisions Modo Energy peuvent également accéder à la prévision pour construire leurs propres scénarios.

Les revenus du stockage d’énergie par batterie ont chuté des deux tiers depuis leur pic de 2022 — jusqu’où pourraient-ils remonter ?

Les revenus du stockage d’énergie par batterie en Grande-Bretagne sont aujourd’hui environ 60 % inférieurs à leur pic du début 2022. Cela s’explique par la saturation des marchés de la réponse en fréquence, entraînant des prix sept fois inférieurs à ceux de l’époque.

Les stratégies de trading se sont orientées vers les marchés de gros et le Balancing Mechanism — qui, selon nos prévisions, représenteront 93 % des revenus sur la durée de vie d’une batterie deux heures.

À long terme, nous prévoyons que les revenus des batteries augmenteront pour atteindre en moyenne 110 000 £/MW/an — soit presque la moitié de leur pic de 2022 mais plus du double des revenus actuels.

Mais qu’est-ce que cela signifie pour les perspectives d’investissement dans les batteries ? Avec les niveaux actuels de Capex, cela dépasse les 74 000 à 85 000 £/MW/an que nous estimons nécessaires pour un retour sur investissement acceptable.

Nous avons actualisé nos perspectives GB BESS pour le T4 2024, incluant les dernières données de la version 3.2 de la prévision. Rendez-vous dans le résumé exécutif pour en savoir plus.

Des écarts de prix de l’électricité plus élevés attendus en hiver en Grande-Bretagne

Les écarts de prix de gros atteignent 90 £/MWh à l’hiver 2024/25, dans la version 3.2 de la prévision GB BESS. Il s’agit d’une hausse de 35 £/MWh par rapport aux écarts observés à l’hiver 2023/24. Lors de l’hiver 2023/24, les écarts de prix sur le marché day-ahead étaient en moyenne de 55 £/MWh, en raison d’une faible volatilité du marché de gros.

Cet hiver, des écarts plus élevés sont attendus en raison de la fermeture de la dernière centrale à charbon britannique, de la hausse des prix du gaz et de la dépendance à la production éolienne — ce qui peut entraîner des prix élevés lors des jours sans vent et des prix négatifs lors des jours très venteux.

La Grande-Bretagne devrait également être importatrice nette durant l’hiver, en raison de prix de l’électricité plus faibles en Europe. Cela entraîne une plus grande dépendance aux interconnexions, ce qui pourrait aussi accroître la volatilité des prix.

Pour en savoir plus sur les perspectives du réseau pour l’hiver 2024/25 et l’impact sur les revenus du stockage d’énergie par batterie, lisez l’article ici.

259 MW de nouvelles batteries ont démarré leur exploitation commerciale au T3 2024 en Grande-Bretagne

Le troisième trimestre 2024 a vu le plus grand volume de nouvelles capacités de stockage d’énergie par batterie mises en service commerciale en 2024 à ce jour. Cette nouvelle capacité provient de neuf batteries et, pour de nombreux propriétaires, a représenté leurs premiers sites opérationnels sur les marchés britanniques.

Suite à l’ajout de ces nouveaux sites, la capacité totale de batteries en Grande-Bretagne atteint 4,3 GW pour une capacité énergétique totale de 5,8 GWh. Cela signifie que la durée moyenne des batteries en Grande-Bretagne est de 1,33 heure.

Le T3 est un trimestre important pour le déploiement de batteries chaque année car il précède le début de la nouvelle année du Capacity Market. 4,3 GW de capacité de raccordement de batteries disposent d’accords ayant débuté début octobre. Sur les 1,6 GW restant à mettre en service commerciale au début du T3, 0,2 GW ont démarré d’ici la fin du trimestre. Cela signifie qu’1,4 GW de capacité de raccordement reste à mettre en service commerciale.

Malgré le T3 ayant enregistré le plus grand déploiement de l’année jusqu’à présent, le rythme de déploiement des batteries en 2024 reste en retard par rapport à 2023. Les propriétaires et développeurs évoquent les files d’attente de raccordement, la planification des DNO, les coupures réseau et les problèmes d’équipement comme causes des retards.

Consultez l’article pour découvrir quelles batteries ont démarré leur exploitation commerciale, combien de nouvelles capacités devraient être en ligne d’ici fin 2024, et pour télécharger la dernière version du pipeline.

Dans le podcast, Aaron Wade explore les coûts du stockage d’énergie par batterie en 2024 et au-delà

Les sujets abordés sur Transmission en octobre allaient de l’analyse des dernières tendances de la chaîne d’approvisionnement et des projections de coûts à la compréhension des centrales électriques virtuelles (VPP). Nous avons également exploré le marché de l’énergie allemand, les systèmes électriques et les BESS aux Pays-Bas, ainsi que les revenus estivaux d’ERCOT.

Comprendre les facteurs qui font baisser le coût des cellules de batterie est essentiel pour rester compétitif. Alors que la demande de stockage d’énergie explose, la pression pour réduire les coûts n’a jamais été aussi forte. Les coûts des matériaux ne sont pas les seuls à influencer les prix, les avancées en chimie des cellules, l’efficacité des systèmes et les pratiques de fabrication jouent tous un rôle dans la détermination des prix des systèmes.

Parmi les autres épisodes du podcast :

• BESS et le marché de l’énergie allemand avec Lars Stephan
• Centrales électriques virtuelles avec Geoff Ferrell
• Stockage par batterie aux Pays-Bas avec Rens Savenije
• Mise à jour des revenus estivaux d’ERCOT avec Brandt Vermillion