Les écarts de prix de gros day-ahead ont atteint en moyenne 62 £/MWh entre novembre et février. C'est moins d'un tiers de ceux observés durant l'hiver 2021-2022 et la moitié de l'hiver dernier. Cela a entraîné une baisse des revenus du stockage d'énergie par batterie, avec l'indice GB BESS en recul de 70 % cet hiver.

Alors, pourquoi ces écarts ont-ils été si faibles et qu'est-ce qui pourrait changer l'année prochaine ?

• La baisse des prix du gaz et du carbone signifie que les écarts de prix de gros de base sont inférieurs à ceux des deux années précédentes, mais la volatilité en dehors de cela a également diminué.
• Les prix de gros lors des trois hivers précédents ont atteint jusqu'à 1 500 £/MWh, alors que cet hiver, aucun prix n'a dépassé 232 £/MWh.
• L'augmentation de la production éolienne et de la capacité des interconnexions a contribué à des marges élevées, ce qui a permis d'éviter des pics de prix même lors des journées de forte demande.
• L'hiver prochain, de nouveaux services de réserve et l'arrêt du charbon pourraient entraîner 3 GW de production en moins sur le marché day-ahead.

La baisse des prix des matières premières a contribué à une réduction de 80 £/MWh des écarts de prix de gros

Au cours des deux hivers précédents, les prix du gaz étaient exceptionnellement élevés. Le gaz coûtait en moyenne 72 £/MWh pendant l'hiver 2021-2022 et 60 £/MWh en 2022-2023. Cet hiver, le prix moyen du gaz est tombé à 29 £/MWh. Parallèlement, le prix du carbone du système ETS britannique a atteint des niveaux historiquement bas, avec des enchères récentes à 32 £/tCO2. Les prix du carbone au cours des deux hivers précédents étaient en moyenne de 70 £/tCO2.

Ces prix des matières premières déterminent le coût de fonctionnement des centrales à gaz. Les différences d'efficacité entre les centrales à gaz créent des écarts sur le marché de gros, même lorsque les CCGT sont l'unité marginale toute la journée. Cela entraîne un écart de prix de base directement lié au prix des matières premières.

Les écarts de base sont passés sous la barre des 30 £/MWh cet hiver, soit 20 £/MWh de moins que le minimum des deux dernières années. Cela a contribué à une baisse de 57 % des écarts de prix de gros cet hiver.

Cependant, les écarts de base étaient encore plus faibles durant l'hiver 2020-2021. Malgré cela, l'écart moyen de gros pendant cette période était de 119 £/MWh, soit le double de cet hiver.

Les pics de prix rares sont le facteur principal des écarts saisonniers

Aucun prix sur le marché day-ahead N2EX n'a dépassé 232 £/MWh cet hiver. Les prix de pointe ont été majoritairement fixés par les CCGT, les centrales à gaz moins efficaces n'ayant fonctionné que 3 % du temps, contre 7 à 10 % lors des trois derniers hivers.

À l'inverse, les trois hivers précédents ont chacun connu des pics de prix de gros allant jusqu'à 1 500 £/MWh. En janvier 2021, il y a eu des pics de prix sur sept jours différents, contribuant à 50 % de l'écart moyen de 119 £/MWh cet hiver-là.

Alors, qu'est-ce qui a provoqué ces pics de prix et pourquoi n'en a-t-on pas vu cette année ?

La demande de pointe a légèrement augmenté cet hiver

La demande de pointe a atteint en moyenne 40 GW cet hiver, légèrement plus que les deux années précédentes. Cependant, la moyenne de 42 GW en janvier a été le niveau le plus élevé depuis janvier 2021.

Cet hiver, la demande de pointe a dépassé 44 GW 10 % du temps, contre 33 % en 2020-2021. La demande maximale a atteint 47 GW le 18 janvier, soit le même niveau qu'en janvier 2021. Pourtant, les prix de gros sont restés bas.

La production éolienne et la capacité d'interconnexion ont augmenté cet hiver

La production éolienne lors des périodes de pointe a atteint un niveau record cet hiver, avec une moyenne de 10,2 GW sur les quatre mois, soit 3 GW de plus que la moyenne de 2020-2021. Cette hausse suit l'augmentation de la capacité éolienne. La capacité éolienne raccordée au réseau est désormais de 28 GW, soit 1,8 GW de plus que l'hiver dernier et 7 GW de plus qu'en 2020-2021.