​Les revenus du stockage d'énergie par batterie en Grande-Bretagne ont atteint 77 000 £/MW/an en octobre, en hausse de 11 % par rapport à septembre et de 36 % par rapport au creux de juillet 2025. La hausse des prix des services de régulation de fréquence et le début de nouveaux contrats du Capacity Market pour livraison en 2025/26 ont soutenu cette progression. Les volumes de dispatch dans le Balancing Mechanism ont atteint un niveau record, tandis que la demande de pointe et la baisse de la production renouvelable ont fait grimper les prix de gros.

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• Une analyse de l'impact de la demande de pointe et de la production renouvelable sur les prix de gros
• Des éclairages sur la valeur croissante des contrats Dynamic Regulation
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Les revenus augmentent pour le troisième mois consécutif

Les batteries en Grande-Bretagne ont généré 77 000 £/MW/an en octobre, soit une hausse de 36 % par rapport au creux de juillet 2025. Cette progression est principalement due aux revenus issus de la régulation de fréquence, qui ont atteint 30 000 £/MW/an, dépassant le pic de deux ans enregistré en septembre.

Les paiements du Capacity Market ont bondi de 2 700 £/MW/an, alors que les batteries ont signé de nouveaux contrats pour 2025/26.

Les revenus issus du marché de gros ont diminué de 12 %, malgré une demande d'énergie en hausse à l'approche de l'hiver. Les revenus du Balancing Mechanism sont restés stables, alors que le volume des offres et demandes a augmenté de 28 % chacun.

Marchés de gros

Les écarts se réduisent malgré les pics de prix

Les marchés infrajournaliers ont atteint 326 £/MWh le 13 octobre et 275 £/MWh le 22 octobre, portés par une demande croissante et une offre tendue. Malgré ces pics, les écarts se sont resserrés. Les spreads infrajournaliers sont passés de 92 £/MWh à 88 £/MWh, tandis que les spreads day-ahead sont restés stables à 77 £/MWh.

Cela a maintenu les écarts de prix au-dessus de la moyenne de 2025, soutenant la forte rentabilité d'octobre.

Les prix négatifs sont devenus moins fréquents, avec seulement 20 heures de prix négatifs en octobre, contre 54 en septembre. Cela a limité le potentiel d'arbitrage de gros malgré les pics de prix.

La demande résiduelle dépasse 30 GW

La demande nationale a progressé de 12 % sur un mois, s'établissant en moyenne à 26 GW. Des journées plus courtes et plus froides ont accentué les pics de demande en soirée, qui ont atteint en moyenne 33 GW, soit +15 % par rapport à septembre.

La production éolienne a chuté à 12 GW en moyenne, une baisse de 9 %, mais la demande résiduelle – l'écart entre la demande et la production renouvelable – a augmenté de 20 % en moyenne. Lors des pics, elle a grimpé de 30 % par rapport à septembre. Les 13 et 22 octobre, la demande résiduelle a dépassé 30 GW pour la première fois depuis mars, générant les plus fortes hausses de prix du mois.

Balancing Mechanism

Les taux de dispatch grimpent à un niveau record

Après une phase de stagnation, les taux de dispatch in-merit ont fortement augmenté, passant de 11 % à 18 % en octobre. Cela a contribué à une hausse de 28 % du volume de batteries dispatché, avec 227 GWh de stockage utilisés dans le Balancing Mechanism.

Cependant, avec une hausse parallèle des offres et demandes, le ratio offre/demande est resté stable, maintenant les revenus constants.