Résumé exécutif

• Les revenus du stockage d’énergie par batterie au Royaume-Uni ont atteint 88 000 £/MW/an en janvier 2025, soit une hausse de 5 % par rapport à décembre 2024, marquant la première augmentation mensuelle consécutive depuis début 2024.
• Les revenus issus du trading sur le marché de gros ont bondi de 11 600 £/MW/an, portés par une hausse de 42 % des écarts de prix sur le marché de gros, qui ont atteint un plus haut de deux ans.
• Les prix de l’électricité en intrajournalier ont culminé à 1 780 £/MWh le 8 janvier, générant le revenu journalier le plus élevé pour les batteries depuis 2022, avec des gains de 394 000 £/MW/an.

Les abonnés à la Recherche Modo Energy découvriront également :

• Comment les revenus des services de réserve ont atteint un nouveau sommet, suite au lancement de la Quick Reserve en décembre.
• L’impact d’un avis du Capacity Market émis par le National Energy System Operator (NESO) sur la participation des batteries le 8 janvier.
• Pourquoi les revenus du Balancing Mechanism ont diminué de 11 000 £/MW/an, malgré la hausse globale des revenus des batteries.

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Les revenus des batteries augmentent deux mois de suite

Le premier trimestre 2024 a vu les revenus des batteries progresser chaque mois, passant du point bas de janvier à mars. Durant le reste de l’année, les revenus ont fluctué au rythme de la production éolienne – augmentant ou diminuant chaque mois. En décembre 2024, les revenus des batteries ont bondi de 65 % pour atteindre 84 000 £/MW/an.

Les revenus du Balancing Mechanism ont diminué de 11 000 £/MW/an, les batteries ayant vu leur volume d’Offre activé chuter de 40 %. Les revenus issus des services de réponse en fréquence ont également reculé, en raison de prix plus bas sur les services Low.

Cependant, ces baisses ont été compensées par la hausse des revenus issus des services de réserve et du trading sur le marché de gros.

En décembre, le lancement de la Quick Reserve a permis une hausse de 10 000 £/MW/an des revenus de réserve, atteignant leur plus haut niveau depuis le lancement de la Balancing Reserve en mars 2024. En janvier, les revenus de réserve ont augmenté de 3 600 £/MW/an supplémentaires pour atteindre un nouveau sommet.

Comme en décembre, la hausse des revenus en janvier s’explique par des prix de gros élevés, générant de larges écarts de prix. Les revenus de gros ont progressé de 11 600 £/MW/an, atteignant un plus haut de deux ans.

Différents facteurs, dont la production éolienne, les prix du gaz et du carbone, ainsi que les taux de dispatch in-merit, influencent les revenus des batteries. En janvier, la plupart de ces facteurs macroéconomiques étaient en hausse, notamment une augmentation de 42 % des écarts de prix de gros.

Les écarts de prix day-ahead sur le marché de gros augmentent de 42 %

Les écarts de prix day-ahead sur le marché de gros ont atteint en moyenne 136 £/MWh en janvier 2025. C’est leur niveau le plus élevé depuis décembre 2022, où ils avaient atteint 225 £/MWh. Les écarts ont dépassé 200 £/MWh à plusieurs reprises en janvier, atteignant 885 £/MWh le 22 janvier.

Les prix intrajournaliers ont généré les plus hauts revenus journaliers depuis décembre 2022

Plusieurs journées à prix élevé ont été observées en janvier sur le marché day-ahead. Cela s’explique par des périodes de faible production éolienne, combinées à une forte demande hivernale qui a nécessité l’utilisation de centrales à gaz plus coûteuses. Du 8 au 10 janvier et du 20 au 22 janvier, les prix ont dépassé 200 £/MWh. Le prix horaire day-ahead N2EX a culminé à 980 £/MWh le 22 janvier.

Plus remarquablement encore, sur le marché EPEX Intraday, le 8 janvier à 16h30, le prix a atteint 1 780 £/MWh. Il s’agit du prix intrajournalier le plus élevé depuis janvier 2022, où il avait atteint 3 100 £/MWh.

Les batteries enregistrent leur plus haut revenu journalier depuis 2022

En raison de ce prix intrajournalier exceptionnellement élevé, les batteries ont généré 394 000 £/MW/an le 8 janvier 2025. Ce chiffre bat le précédent record du 12 décembre 2024 et constitue la journée la plus lucrative depuis septembre 2022.

Environ 50 % du volume de batteries échangé ce jour-là l’a été sur le marché intrajournalier. Pour en savoir plus sur notre méthodologie de calcul des revenus de trading de gros, consultez l’article complet.

Le NESO émet son troisième avis Capacity Market depuis octobre 2024

Le 8 janvier 2025, le National Energy System Operator (NESO) a émis un avis Electricity Capacity Market (CMN) pour 16h30 le même jour. Un ECMN est défini par le NESO comme suit.

Un avis Capacity Market est un signal donné quatre heures à l’avance, indiquant qu’en tenant compte des besoins supplémentaires en réserve opérationnelle, il pourrait y avoir moins de production disponible que ce que le NESO estime nécessaire pour répondre à la demande nationale d’électricité sur le réseau de transport. Ces avis sont destinés à signaler que le risque d’événement de tension sur le réseau britannique est plus élevé que dans des conditions normales.

​​Le NESO archive les avis Electricity Capacity Market (ECMN) / Capacity Market Notices (CMN) ici. Ce lien permet de consulter la liste des derniers et précédents avis Capacity Market [gbcmn.nationalenergyso.com].

Un avis Capacity Market est automatiquement déclenché lorsque le surplus de production attendu au-dessus de la marge opérationnelle requise tombe sous les 500 MW entre production et demande. Cela est déclenché quatre heures à l’avance. Un avis Electricity Margin Notice (EMN) a aussi été émis pour le 8 janvier, la veille. Les EMN diffèrent des CMN car ils proviennent directement des ingénieurs de la salle de contrôle lorsqu’ils s’inquiètent de la disponibilité future de la production.

Au moment de l’avis CMN, la somme de la demande de transport et de la marge opérationnelle était de 46,7 GW, alors que la production attendue était de 47,1 GW, soit un surplus de 449 MW. Ce surplus étant inférieur à 500 MW, l’avis a été déclenché.

Faible production éolienne et disponibilité réduite des interconnexions ont réduit la marge

Le NESO a attribué ces avis à une baisse de 2 GW de la production éolienne prévue et à une hausse de la demande due au froid. De plus, 3 GW d’interconnexions étaient indisponibles.

L’interconnexion Viking Link vers le Danemark fonctionnait à 50 %. Le BritNed de 1 GW reliant la Grande-Bretagne aux Pays-Bas était en maintenance programmée depuis le 6 décembre 2024.

Huit heures à l’avance, la marge déclassée prévue pour 17h00 était de 510 MW, et à une heure de l’événement elle était montée à 1 GW.

Des écarts de prix de gros plus importants, dus à une production réduite liée à l’indisponibilité des interconnexions et à des pannes de générateurs, étaient attendus dans notre analyse des perspectives hivernales.

3 GW de batteries ont répondu aux besoins du système au pic du 8 janvier

Le 8 janvier, les batteries ont fourni au moins 3 GW de flexibilité à 17h00. Elles ont soutenu le système via différents services. 1,5 GW étaient sous contrat pour exporter sur les marchés de gros.

En plus de cela, 1 GW était sous contrat dans les services de réponse en fréquence pour gérer les variations de fréquence sur le réseau. Ceci n’inclut pas les batteries non enregistrées dans le Balancing Mechanism, qui ont pu soutenir le réseau via le marché de gros.

Par ailleurs, comme les besoins du NESO en production étaient couverts, certaines batteries ont même été désactivées dans le Balancing Mechanism.

Finalement, la demande s’est révélée inférieure aux prévisions à 45,8 GW et la marge était supérieure à 1 GW. Le NESO a travaillé avec Viking Link pour augmenter sa capacité à 1,4 GW afin de compenser le déficit. En outre, le service Demand Flexibility a aussi permis de réduire la demande jusqu’à 184 MW sur la période.

Plus de journées à faible vent en janvier ont accru les revenus par rapport à décembre

En plus des prix intrajournaliers élevés du 8 janvier, on a observé davantage de périodes où la demande résiduelle dépassait 20 GW par rapport à décembre 2024. Cela a tiré les prix de gros vers le haut, élargissant les écarts et conduisant aux revenus plus élevés de janvier.

Les prix de compensation des services de réponse en fréquence augmentent, générant plus de revenus

Des prix de gros élevés entraînent généralement des prix plus élevés pour la réponse en fréquence. En janvier, le prix moyen de compensation est passé de 3,58 £/MW/heure à 3,63 £/MW/heure.

Cela s’explique surtout par la hausse de 21 % des prix de la Dynamic Regulation Low. Dynamic Containment Low a aussi connu sa deuxième hausse consécutive, atteignant 5,39 £/MW/heure.

Bien que les prix aient augmenté en moyenne, les revenus issus de la réponse en fréquence ont diminué de 12 % par rapport à décembre. Cela s’explique par le fait que l’indice ME BESS GB se base sur les unités Balancing Mechanism (BMU), qui sont plus susceptibles de fournir des services High. Les prix ont baissé sur tous ces services.

Cela est dû aux différences d’opération entre BMU et non-BMU sur le réseau.

L’énergie que les non-BMU exportent ou importent en fournissant la réponse en fréquence n’est pas soumise aux Applicable Balancing Services Volume Data (ABSVD). Cela signifie qu’ils sont « hors position » selon la quantité importée ou exportée, et paient le prix d’équilibrage pour cette énergie. Ainsi, les non-BMU évitent les services High car ils impliquent d’importer de l’énergie – ce qui les expose au prix d’équilibrage. Ils privilégient donc les services Low, qui consistent à exporter. Ils sont alors rémunérés (si le prix système est positif) pour l’énergie exportée en fournissant ces services.

Les BMU, quant à eux, bénéficient de l’ABSVD, ce qui les incite à participer davantage aux services High, n’étant pas exposés au prix système sur leurs importations. Pour fournir les services Low, ils exigent des prix plus élevés, car ils exportent sans être rémunérés pour cette énergie. Ils ne peuvent donc pas rivaliser avec les non-BMU sur le prix et sont moins souvent retenus.

Les dispatchs d’Offre de batteries diminuent après leur record dans le Balancing Mechanism

Le Balancing Mechanism est le seul autre flux de revenus à avoir diminué en janvier 2025. Les batteries ont généré 10 000 £/MW/an via ce service, soit moins de la moitié de leurs revenus de décembre.

Cela s’explique par une baisse de 40 % du volume d’Offre activé par les batteries par rapport au record de décembre.

En janvier, les batteries disposaient d’un volume d’Offre disponible plus important dans le Balancing Mechanism. Cependant, 37 % de ce volume était in-merit, contre 44 % en décembre. Bien que le volume in-merit ait baissé, la proportion effectivement activée était également plus faible qu’en décembre. En décembre, 18 % du volume d’Offre in-merit disponible des batteries a été activé contre 12 % en janvier