Les revenus moyens du stockage d'énergie par batterie en Grande-Bretagne ont augmenté de 25 % en juin pour atteindre 49 000 £/MW/an, alors que les prix négatifs de l'électricité ont fait leur retour. Une production éolienne plus élevée ainsi que la hausse des prix du gaz et du carbone ont entraîné une augmentation des écarts de prix sur le marché de gros, tandis que les prix des services de réponse en fréquence ont progressé dans tous les segments.

Dans cet article, nous examinons les facteurs qui ont influencé ces changements en juin.

• La réponse en fréquence a connu la plus forte hausse des revenus, avec une augmentation de 8 000 £/MW/an.
• Les batteries ont gagné 4 000 £/MW/an supplémentaires sur les marchés de gros en juin, les écarts ayant progressé de 34 %.
• Les revenus du Balancing Mechanism sont restés à 8 000 £/MW/an malgré une hausse du taux d'activation, en raison d'un déplacement du volume vers les offres de type "Bid".
• Les revenus du Balancing Reserve sont restés à 1 200 £/MW/an, seulement 400 MW de ce service étant encore sous contrat.

Volume record de Bids activés dans le Balancing Mechanism en juin

Le taux d'activation "in-merit" pour les batteries est monté à 10,1 %, principalement en raison d'une hausse du volume d'activation Bid (où les batteries paient pour l'énergie). La disponibilité totale des Bids activés "in-merit" est restée à 12,5 GWh par jour en juin, mais le volume de Bids effectivement activés pour les batteries a augmenté de 25 % pour atteindre un record de 1,2 GWh par jour en moyenne. Cela signifie que le taux d'activation "in-merit" pour les Bids est passé à 10 % contre 8 % en mai.

Malgré la hausse des taux d'activation, les revenus du Balancing Mechanism sont restés à 8 000 £/MW/an. Ceci s'explique par le fait que le volume d'activation Offer (où les batteries sont payées pour l'énergie) n'a augmenté que de 4 %.

La hausse des écarts de prix de gros stimule les revenus sur le marché de gros

Les écarts sur le marché day-ahead N2EX ont dépassé 100 £/MWh à deux reprises en juin, une première en 2024.

Le retour des prix négatifs, associé à une augmentation de 10 % des prix maximaux quotidiens, a entraîné une hausse de 34 % des écarts de gros par rapport à mai, atteignant en moyenne 59 £/MWh. Il s'agit du plus haut écart mensuel moyen observé en 2024.

Cela a permis aux revenus des batteries sur le marché de gros d'augmenter de 34 % pour atteindre 17 000 £/MW/an, leur plus haut niveau depuis octobre 2023.

Les abonnés Modo Energy peuvent consulter l'article complet pour découvrir :

• Comment la production éolienne a influencé les écarts de gros
• L'effet des prix du gaz et du carbone sur les prix de l'électricité de gros
• Comment les revenus de la réponse en fréquence évoluent avec les écarts de gros

Une production éolienne accrue a entraîné le retour des prix négatifs de l'électricité

La production éolienne a augmenté de 20 % en juin, et la production moyenne quotidienne a dépassé 10 GW pendant dix jours, contre quatre en mai. La production éolienne lors des creux de demande en début d'après-midi est passée de 3,9 GW à 5,5 GW.