L’un des principaux obstacles au développement du stockage d’énergie par batterie en Grande-Bretagne aujourd’hui est le raccordement au réseau (ou son absence). Certains gestionnaires de réseau de distribution proposent des raccordements au réseau sous réserve que les systèmes BESS autonomes ne puissent pas exporter à certains moments. Cela concerne notamment les régions où de nombreux panneaux photovoltaïques sont connectés au réseau de distribution, et pendant les périodes de l’année où la production solaire est la plus élevée – c’est-à-dire lors des pics de production solaire. Dans cet article, nous supposons qu’une limite d’exportation est imposée à ces raccordements pendant les 40 jours de production maximale par an, entre 7h et 19h.

La figure 1 (ci-dessous) présente le profil de production de ces 40 jours pour chaque année paire, entre 2013 et 2021. Le graphique met également en évidence l’augmentation de la capacité solaire au Royaume-Uni : on observe que la production de pointe est passée de moins de 2 GW en 2013 à plus de 8 GW en 2019.

Dans cet article, nous analysons comment ce type particulier de raccordement pourrait impacter les revenus des BESS. Alors, faut-il envisager un raccordement au réseau limité par la production solaire pour votre batterie ? Si vous avez des difficultés à obtenir un raccordement sans contrainte, la réponse est oui. Voyons pourquoi.

Opportunité d’arbitrage

La figure 2 (ci-dessous) montre l’écart moyen quotidien des prix de gros, par mois, pour la période 2017 à 2021, comparé à la fréquence des jours de production solaire maximale. Comme vous pouvez le constater, lorsque la production solaire est la plus forte, les écarts de prix sont plus faibles – ce qui signifie moins d’opportunités d’arbitrage pour les batteries qui souhaitent exporter à ces moments-là.

• 84 % des jours de production solaire maximale se situent entre avril et juillet.
• Ce sont également les quatre mois où les écarts quotidiens moyens des prix de gros sont les plus faibles.
• Comme mentionné ci-dessus, cela signifie qu’il y a généralement moins d’opportunités d’arbitrage durant ces mois. Nous approfondissons ce point dans le modèle ci-dessous.

La figure 3 (ci-dessous) présente une stratégie d’arbitrage modélisée (exclusivement). Notre batterie est un système d’une heure, effectuant un cycle par jour, avec un rendement d’importation supposé de 85 %. Dans ce modèle, l’actif ne réalise aucune opération sur le marché de gros lors des (40) jours de production solaire de pointe. Dans ce cas, notre batterie – celle avec la contrainte – génère, au maximum, 8,95 % de revenus en moins qu’une batterie identique sans contrainte.

Marchés de réponse en fréquence

Les stratégies de trading purement marchandes pourraient devenir courantes dans un avenir proche. Cependant, à l’heure actuelle, la principale source de revenus pour les systèmes de stockage par batterie en Grande-Bretagne reste les services de réponse en fréquence. L’impossibilité d’exporter à certaines heures de la journée signifie qu’il n’est pas possible de fournir des services de réponse à basse fréquence – ceux où les batteries exportent de l’électricité.

La figure 4 (ci-dessous) montre les revenus annuels estimés pour la réponse en fréquence – pour notre batterie contrainte et sa jumelle sans contrainte. (Ces revenus ont été calculés à partir des prix de référence mensuels pondérés par volume de 2021, pour la Dynamic Containment basse fréquence et la Firm Frequency Response.) En FFR, notre batterie contrainte se retire du service pour les blocs EFA 3 à 5, pour chaque mois comprenant un jour de production solaire de pointe (d’après les données 2021). En DC, notre actif se retire du service pour les blocs EFA 3 à 5 uniquement les jours spécifiques de production solaire de pointe. Les deux scénarios supposent l’acceptation sur ces marchés – lorsque c’est le cas – à pleine capacité.

• Notre batterie contrainte voit ses revenus FFR diminuer de 24 %, et ses revenus DC de 6 %.
• Cette différence s’explique par la durée des contrats. En FFR, les actifs doivent s’engager à fournir le service pour chaque bloc EFA accepté durant tout le mois. Notre batterie contrainte doit donc se retirer pour tout le mois. En revanche, la DC se négocie la veille pour le lendemain (toujours par bloc EFA). Cela permet à notre batterie de fournir le service les jours sans production solaire de pointe.

Cela semble important aujourd’hui, mais la situation évolue

La fin du service FFR approche – elle est prévue pour la fin 2022. Cela signifie que, l’été prochain, les actifs soumis à ce type particulier de contrainte n’auront plus à craindre de devoir se retirer d’un service de réponse en fréquence pour un mois entier. (L’ensemble des services Dynamic est, lui, négocié la veille pour le lendemain.) De plus, les actifs concernés par cette contrainte ne sont interdits que pour les services de basse fréquence (exportation). Le lancement des services de haute fréquence (importation) offre une opportunité à ces actifs contraints d’intégrer ces marchés, puisqu’ils peuvent toujours importer pendant les périodes de contrainte.

Opportunité de charge

En plus des opportunités sur les marchés de la réponse haute fréquence, les actifs contraints peuvent aussi choisir de se charger pendant les heures de production solaire maximale, lorsque leur exportation est limitée. Au cours des cinq dernières années, il y a eu neuf cas de prix d’équilibre négatifs durant ces périodes où les actifs auraient été contraints (7h-19h, pendant les 40 jours de production solaire de pointe). Un prix négatif signifie que les actifs sont payés pour se charger. Le prix d’équilibre moyen durant ces périodes était de 16,59 £/MWh. La figure 5 (ci-dessous) présente les prix d’équilibre pendant ces périodes.

Faut-il l’envisager ?

Les meilleures opportunités d’arbitrage se présentent généralement en hiver, lorsque la production solaire est la plus faible. Cela signifie que l’impact sur les revenus de trading est moindre qu’en été. De plus, les objectifs d’approvisionnement en réponse en fréquence sont souvent plus élevés en été, car le système est moins stable. Comme les services de réponse en fréquence sont négociés la veille pour le lendemain (par bloc EFA), les actifs disposant de bonnes prévisions solaires devraient théoriquement pouvoir fonctionner librement autour des périodes de contrainte.

Ainsi, même si ce type de contrainte d’exportation a un certain impact sur les revenus des BESS, cet impact peut être minimisé grâce à de bonnes prévisions et une optimisation intelligente. Par conséquent, pour les sites qui peinent à obtenir un raccordement sans contrainte, nous pensons qu’il vaut la peine d’envisager ce type d’accord.