L’ABSVD empêche que l’énergie utilisée pour fournir des services d’équilibrage ne soit soumise à des pénalités de déséquilibre. Cependant, il n’est actuellement appliqué qu’à la moitié du parc de stockage d’énergie par batterie, ce qui entraîne des conséquences inattendues.

Dans cet article, nous examinons précisément ce qui se passe et comment cela impacte le marché des services de réponse en fréquence.

Attention : révélations

• L’ABSVD n’est actuellement appliqué qu’aux actifs primaires enregistrés au BM fournissant une réponse en fréquence.
• Cela inverse fondamentalement les coûts de fourniture des services de réponse en fréquence entre le stockage batterie BM et secondaire/non-BM.
• Les ajustements ABSVD sont finalement réalisés par Elexon via le processus de règlement, et non directement par National Grid ESO.
• Ce processus ralentit la réception des volumes de déséquilibre corrigés par ABSVD – cela peut prendre jusqu’à 5 mois.

Qu’est-ce que l’ABSVD ?

ABSVD signifie « Applicable Balancing Service Volume Data » (données applicables sur le volume des services d’équilibrage). Cela ne vous dit peut-être rien (et vous n’êtes pas seul), mais c’est devenu très important pour le stockage d’énergie par batterie.

Il s’agit essentiellement du mécanisme qui empêche le stockage d’énergie par batterie et d’autres actifs d’être pénalisés pour le volume d’énergie délivré via les services d’équilibrage. Pour une présentation complète de l’ABSVD, vous pouvez lire notre article précédent à ce sujet ici.

Cela semble assez simple ? Malheureusement, ce n’est pas tout à fait le cas.

Le stockage d’énergie par batterie peut s’enregistrer dans le Balancing Mechanism (« BM »), ce qui lui donne un lien direct avec la salle de contrôle de National Grid ESO. Dans ce cas, il devient une « unité BM », tandis que les batteries non inscrites restent des « unités non-BM ».

Le fait que votre actif soit enregistré ou non au BM a des implications majeures concernant l’ABSVD.

L’ABSVD ne couvre actuellement qu’environ la moitié du parc de stockage d’énergie par batterie

Le point clé à retenir sur l’ABSVD est le suivant :

Pour les services de réponse en fréquence, l’ABSVD ne s’applique actuellement qu’aux actifs primaires enregistrés au BM et non aux actifs secondaires ou non-BM.

Dans la suite de l’article, nous expliquons pourquoi c’est le cas et les effets sur le stockage d’énergie par batterie.

Pourquoi l’ABSVD n’est-il appliqué qu’aux actifs primaires enregistrés au BM ?

Un processus existe pour appliquer l’ABSVD aux actifs secondaires et non-BM, mais il ne concerne actuellement aucun service de réponse en fréquence. La méthodologie complète est disponible ici, et inclut cette explication :

Les volumes utilisés pour la Dynamic Containment, la Dynamic Moderation et la Dynamic Regulation non-BM seront déterminés en fonction de la fréquence du système et des caractéristiques du service de réponse. Cela sera inclus dès que ce sera techniquement possible et que le développement du système sera terminé.

La raison la plus probable est que l’ABSVD a historiquement été appliqué pour la Mandatory Frequency Response, qui n’est disponible que pour les unités BM primaires. Il existe donc déjà un processus pour les nouveaux services dynamiques pour les actifs BM, mais pas pour les actifs secondaires et non-BM.

National Grid ESO a indiqué vouloir introduire l’ABSVD pour les actifs non-BM, mais sans préciser de calendrier. Il a toutefois précisé qu’une fois introduit, il ne serait pas appliqué rétroactivement aux actifs non-BM.

Quel impact sur le marché des services de réponse en fréquence ?

Comme l’ABSVD ne s’applique pas à tous les actifs batteries, cela crée une forte différence de coût pour la fourniture des services dynamiques de réponse en fréquence entre les deux types d’actifs.

Par exemple, un actif BM primaire fournissant la Dynamic Regulation High verra l’énergie importée exonérée des coûts de déséquilibre (c’est-à-dire gratuite). Cela a parfois fait chuter les prix du service jusqu’à zéro, comme expliqué dans cet article, car cela représente une valeur pour la batterie si elle revend l’énergie plus tard. En revanche, un actif secondaire/non-BM devra payer la totalité des coûts de déséquilibre pour cette énergie (le service est donc onéreux).

La figure 1 ci-dessous illustre comment l’ABSVD modifie complètement la valeur de l’énergie délivrée selon que l’actif est enregistré BM ou non.

Dans cet exemple, le prix de gros est de 200 £/MWh. La Dynamic Regulation High apportera une valeur de 26 £/MWh à la batterie BM primaire, en plus de toute prime de disponibilité. Mais le même service coûte 26 £/MWh à la batterie non-BM !

On le constate dans la pratique : cet été, des batteries BM (comme Contego) n’opéraient que sur la Dynamic Regulation High, tandis que des batteries non-BM (comme Mannington) assuraient les services haut et bas.

La valeur (ou le coût) de chaque service évolue linéairement avec le prix de l’électricité : si le prix de gros est divisé par deux, la valeur et le coût associés sont également divisés par deux.

L’ABSVD a un impact moindre sur la Dynamic Containment et la Dynamic Moderation, car ces services sont moins sollicités que la Dynamic Regulation. Toutefois, on constate les mêmes incohérences entre les participants BM et non-BM.

Pourquoi l’extension de l’ABSVD aux unités secondaires et non-BM prend-elle autant de temps ?

Ce retard est probablement dû à la complexité du processus ABSVD lui-même. Cela explique aussi pourquoi les données mettent du temps à parvenir aux fournisseurs (nous y reviendrons plus loin).

La principale difficulté est que l’ABSVD est appliqué via le processus de règlement, géré par Elexon, et non directement par National Grid ESO. Il n’y a techniquement ni « paiements » ni « pénalités », seulement des ajustements du volume de déséquilibre d’une unité.

La figure 2 ci-dessous illustre tout le processus permettant à l’optimiseur ou au fournisseur de l’actif de recevoir finalement les bonnes données de déséquilibre.

Pour qu’Elexon applique correctement l’ABSVD dans son processus de règlement, il a besoin que National Grid ESO lui fournisse les données sur les ajustements à effectuer pour chaque actif et chaque demi-heure. Ces flux de données sont mis en place lors de l’enregistrement d’un actif au BM, mais pas pour les unités non-BM. C’est ce qui retarde l’extension de l’ABSVD à l’ensemble du marché du stockage d’énergie par batterie.

Les volumes calculés par National Grid ESO et transmis à Elexon sont basés sur le service, la taille du contrat et la fréquence mesurée par National Grid ESO. Aucune donnée n’est requise de l’actif pour que ce processus fonctionne.

Quoi d’autre à savoir sur l’ABSVD ?

L’ABSVD est appliqué via le processus de règlement et donc soumis aux mêmes délais que celui-ci. Cela entraîne finalement des retards dans la réception des pénalités de déséquilibre par les opérateurs.

Le règlement est effectué en plusieurs « passages », un nombre fixe de jours après la période concernée. L’objectif est de permettre la prise en compte des modifications de comptage et d’autres données dans le processus. La figure 3 présente les délais de ces passages de règlement.

Après le premier passage de règlement, un relevé complet est émis et les paiements sont soit collectés par Elexon, soit versés par Elexon. D’autres ajustements sont ensuite réalisés lors des passages suivants.

National Grid ESO a précisé qu’il calcule les volumes ABSVD et les transmet à Elexon chaque mois. Cela signifie que ces données n’atteindront probablement pas Elexon à temps pour le premier passage principal, et n’arriveront donc au fournisseur qu’au bout d’au moins deux mois.

L’optimiseur doit donc prendre le risque que ces régularisations soient finalement faites, et décider comment les répercuter aux propriétaires.