L’ESO a proposé des changements de méthodologie pour le calcul des facteurs de désindexation des batteries dans le Capacity Market, à la suite d’une révision. Certains de ces changements pourraient impacter l’enchère du Capacity Market 2024 pour T-1 2025/26 et T-4 2028/29.

Depuis décembre 2023, le Capacity Market représente 30 % des revenus mensuels des batteries. Les facteurs de désindexation influencent directement la valeur des contrats attribués aux batteries.

Quels sont donc les changements proposés et quel impact pourraient-ils avoir sur les batteries ?

L’augmentation de la disponibilité des données opérationnelles sur les batteries et les recommandations du Panel of Technical Experts en 2022 ont conduit à une révision de la méthodologie des facteurs de désindexation du stockage.

L’ESO prévoyait de publier la réponse à la consultation en juillet 2024. Cependant, la convocation d’élections générales au Royaume-Uni pour le 4 juillet 2024 pourrait repousser cette publication.

Cet article explique :

• Quelle est la méthodologie actuelle des facteurs de désindexation
• Pourquoi de nouvelles méthodes sont envisagées
• Quelles sont ces nouvelles méthodes
• L’impact de ces changements sur les batteries

Les facteurs de désindexation mesurent la fiabilité du stockage lors des événements de tension sur le réseau

Le Capacity Market vise à garantir une capacité de production suffisante pour répondre à la demande lors de pics de tension. Les facteurs de désindexation servent à pondérer la capacité des différents types de générateurs selon leur valeur lors de ces événements. En général, les générateurs de courte durée et moins prévisibles sont davantage désindexés.

L’augmentation de la capacité issue des énergies renouvelables et du stockage rend les événements de tension plus longs. Ainsi, la contribution fiable du stockage est limitée par sa durée. Les facteurs de désindexation des batteries sont en baisse depuis leur introduction lors des enchères T-1 2018/19 et T-4 2021/22.

Lors de l’enchère T-1 2022/2023, l’ESO estimait que 95 % des événements de tension dureraient moins de 4,5 heures. Ce seuil est passé à six, puis huit heures lors des enchères suivantes. Le stockage de durée inférieure à ces seuils était considéré comme limité en durée et donc désindexé.

Bien que cette tendance baissière se poursuive, la méthodologie de calcul des facteurs de désindexation pourrait évoluer, ce qui pourrait entraîner une hausse de ces facteurs.

La méthodologie n’a pas été mise à jour depuis son introduction en 2017. À l’époque, seulement 100 MW de batteries étaient connectés au réseau, ce qui limitait la disponibilité des données. Depuis, la capacité a atteint 4 GW, enrichissant la base de données disponible.

Les deux composantes du calcul des facteurs de désindexation pourraient évoluer

Les facteurs de désindexation assimilent les unités de stockage à une quantité de capacité ferme en tenant compte de la puissance fournie et de la durée de fourniture.

Ils résultent du produit entre la disponibilité technique et la Capacité Ferme Équivalente (EFC).

La disponibilité technique mesure la puissance qu’une unité peut exporter sur le réseau. L’EFC prend en compte les limites de durée du stockage. L’ESO a évalué la méthodologie pour ces deux composantes. Cependant, seuls les changements sur l’EFC peuvent être appliqués cette année, impactant les prochaines enchères.

Plusieurs méthodes EFC ont été évaluées selon les critères suivants :

• Incitations à la sécurité d’approvisionnement : garantir que la capacité totale désindexée corresponde à l’attendu (EFC du parc de stockage).
• Clarté du marché : refléter la valeur incrémentale du stockage au moment de la liquidation du Capacity Market.
• Limiter les effets indésirables : ne pas inciter à des comportements inattendus.
• Équité et transparence pour les parties prenantes : répartition juste et simplicité.

La méthodologie EFC actuelle n’est plus adaptée à la croissance du parc de batteries

L’ESO utilise un algorithme pour modéliser la relation entre la capacité ferme et le risque. Ici, le risque correspond à l’Énergie Non Servie Attendue (EEU), c’est-à-dire la demande d’énergie non satisfaite sur une période donnée. Cette relation produit une courbe utilisée pour tous les calculs EFC.

Deux méthodes principales sont mises en avant : la méthode existante « Incremental Last In » et une autre appelée « Storage Fleet EFC ».

La méthode Incremental Last-In fournit une valeur EFC pour chaque durée de stockage. La Storage Fleet EFC donne la capacité désindexée attendue de l’ensemble du parc de stockage.

L’EFC « Incremental Last-In » se résume à l’augmentation de la capacité ferme divisée par l’augmentation de la capacité de stockage pour une durée donnée. Le processus est répété pour chaque durée.

De son côté, la méthode Storage Fleet donne la capacité désindexée totale attendue pour toutes les batteries prévues sur le réseau pendant l’année de livraison. Elle est calculée à partir de la différence de capacité ferme si tout le stockage était retiré du réseau.

La limite de la méthodologie Incremental Last-In est que la somme des EFC (en MW) pour chaque durée n’est pas égale à la Storage Fleet EFC (en MW).

Cela est important car l’EFC du parc de stockage doit correspondre à la capacité totale désindexée attendue selon les scénarios énergétiques futurs et les précédentes enchères du Capacity Market.

L’EFC du stockage n’est pas répartie par durée et ne peut donc pas être utilisée directement dans le calcul du facteur de désindexation.

Pour cette raison, une troisième méthode – l’EFC « Scaled » – est proposée. Elle adapte la méthode Incremental Last-In pour l’aligner sur la Storage Fleet EFC.

L’EFC « Scaled » pourrait remplacer la méthode actuelle pour le calcul des facteurs de désindexation

L’EFC « Scaled » ajoute une étape à la méthode actuelle : chaque EFC (en MW) pour chaque durée est proportionnellement ajustée pour que la somme des EFC de toutes les durées soit égale à la Storage Fleet EFC (MW). Le nouvel EFC (%) pour chaque durée est ensuite calculé à partir de cette valeur ajustée.

Parmi toutes les méthodologies évaluées, l’EFC « Scaled » a été retenue car elle répond le mieux aux quatre critères. Cette méthode garantit que la sécurité d’approvisionnement est maintenue, car la capacité désindexée totale correspond à l’EFC attendue du parc de stockage.

Elle limite également les effets indésirables potentiels.

L’EFC « Scaled » maintient la sécurité d’approvisionnement et limite les effets indésirables

Un effet indésirable de la méthodologie actuelle est que les opérateurs étaient incités à participer aux enchères avec une durée plus élevée afin de profiter de la forte augmentation de l’EFC entre 8,5 et 9 heures de durée.

La tendance baissière des facteurs de désindexation a impacté la valeur des contrats. La valeur d’un contrat pour les batteries dans le Capacity Market, par rapport à leur puissance nominale, est directement proportionnelle à leur facteur de désindexation. Lors de l’enchère T-4 2027/28, l’augmentation de la durée a permis à certains opérateurs de générer 36 % de valeur contractuelle supplémentaire.

Cela complique également la mesure de la puissance totale installée des batteries. La capacité de raccordement aux enchères ne correspond pas à la capacité nominale et peut être jusqu’à neuf fois inférieure.

L’EFC « Scaled » supprimerait ce phénomène, car l’augmentation de l’EFC entre chaque demi-heure jusqu’à 8,5 heures de durée est linéaire et supérieure à celle observée entre 8,5 et 9 heures.

Les batteries pourraient voir la valeur de leurs contrats augmenter de 29 % lors des prochaines enchères grâce à la hausse des facteurs de désindexation

Malgré un prix record lors de la dernière enchère T-4, les batteries ont vu la valeur de leurs contrats diminuer de 33 % à cause de la baisse des facteurs de désindexation.

Avec la hausse des valeurs EFC, si la disponibilité technique et le prix de liquidation restaient identiques lors de l’enchère T-1 pour l’année de livraison 2025/26, les unités d’une et deux heures verraient leur valeur contractuelle augmenter de 15 %. Cette hausse serait de 29 % pour ces batteries lors de l’enchère T-4.

Cependant, bien que les batteries bénéficient d’une hausse par rapport aux dernières enchères, les facteurs de désindexation resteraient à leur deuxième niveau le plus bas depuis le lancement du Capacity Market (selon les résultats indicatifs). Lors du T-1 2023/24, le facteur de désindexation pour une batterie d’une heure était de 19 %. Les résultats indicatifs suggèrent qu’il pourrait être de 13 % pour le T-1 2025/26.

Les facteurs de désindexation devraient continuer à baisser, même avec la nouvelle méthodologie EFC

Si elle est mise en œuvre, la nouvelle méthodologie EFC augmenterait immédiatement les facteurs de désindexation des batteries dès cette année.

Cependant, en raison de leurs limites de durée, les batteries devraient voir ces facteurs continuer à diminuer lors des prochaines enchères. L’ESO prévoit que les événements de tension plus longs représenteront une part croissante de l’ensemble des événements.

Les batteries pourraient également subir une baisse de leur disponibilité technique. L’étude a révélé une disponibilité technique de 91,19 % pour les batteries, contre 94,37 % actuellement utilisée pour le stockage par pompage. Mais ce changement prendra plus de temps en raison des évolutions réglementaires et des données disponibles.