Le marché de capacité devient de plus en plus important pour le stockage d’énergie par batterie, alors que les revenus issus d’autres sources diminuent. La saturation des marchés de la réponse en fréquence a entraîné une baisse de 67 % des revenus provenant de la réponse en fréquence et d’autres sources en 2023 par rapport à 2022. Les revenus contractuels à long terme offerts par le marché de capacité ont apporté un certain répit aux batteries – en particulier à celles bénéficiant des contrats les plus avantageux.
Alors, quelle est aujourd’hui l’importance des revenus issus de ces contrats pour les systèmes de stockage par batterie en Grande-Bretagne ? Et dans quelle mesure cela varie-t-il selon les systèmes ?
En 2023, les batteries ont généré en moyenne 51 000 £/MW/an sur la réponse en fréquence, les marchés de gros et le mécanisme d’équilibrage. Ce chiffre grimpe à 65 000 £/MW/an en incluant les revenus du marché de capacité.
- En décembre 2023, le marché de capacité a représenté un record de 30 % du revenu total, suite à la chute des prix de la réponse en fréquence.
- Les revenus actuels du marché de capacité proviennent de différentes enchères. Les anciennes enchères T-4 et les plus récentes T-1 ont permis aux batteries ayant remporté des contrats d’obtenir les revenus les plus élevés.
- Les prix ont augmenté au cours des trois dernières années, avec des objectifs de capacité en hausse et la mise à l’arrêt d’anciennes unités de production.
Pour mieux comprendre ce qu’est le marché de capacité et son fonctionnement, regardez notre vidéo de l’Energy Academy.
En décembre 2023, le marché de capacité a représenté 30 % de tous les revenus des batteries
L’indice GB BESS suit les revenus issus de la réponse en fréquence, du trading sur les marchés de gros et du mécanisme d’équilibrage. En 2023, l’indice affichait une moyenne de 51 000 £/MW/an. L’ajout des revenus du marché de capacité porte ce chiffre à 65 000 £/MW/an.
En décembre 2023, les revenus sont tombés à leur niveau le plus bas à ce jour. Le revenu moyen des batteries tous marchés confondus était de 42 000 £/MW/an, le marché de capacité représentant 30 %. C’est à comparer à une part de 10 % en décembre 2022, alors même que les revenus du marché de capacité étaient similaires.
Cependant, les revenus du marché de capacité ne sont pas identiques pour toutes les batteries et varient fortement selon l’enchère à laquelle le contrat a été remporté. Les prix et les coefficients de dépréciation appliqués diffèrent selon les cas.
Les prix du marché de capacité sont en hausse
Les prix des enchères T-1 comme T-4 ont augmenté ces dernières années. Cette hausse concerne les contrats T-1 débutant en 2021 ou après. Pour la T-4, ce sont les contrats à partir de 2023 qui sont concernés.
Pour l’enchère T-1, cette hausse s’explique par l’augmentation des objectifs de capacité : +33 % d’une année sur l’autre pour les années de livraison 2021 et 2022. Les objectifs des T-4 sont restés relativement stables, mais la mise à l’arrêt progressive des générateurs existants accroît la dépendance aux nouveaux sites, qui sont plus coûteux, ce qui fait grimper le prix de compensation.
Les coefficients de dépréciation pour le stockage par batterie continuent de baisser
Si les prix augmentent, les coefficients de dépréciation appliqués au stockage par batterie diminuent progressivement. Les enchères de 2017 ont introduit des coefficients différenciés selon la durée de stockage, afin de mieux refléter la valeur du stockage de courte durée lors d’événements de tension sur le réseau.
Ce changement a signifié que les batteries 1 heure pouvaient être contractées à hauteur de 96 % de leur capacité de raccordement lors de l’enchère T-1 2016, mais ce taux est tombé à 40 % en 2017. Pour la T-4, le coefficient pour les unités 1 heure est descendu à 36 % pour les livraisons 2021. Après la forte baisse de 2017, la diminution se poursuit, mais à un rythme plus lent.
Les anciens contrats T-4 et les nouveaux T-1 offrent le plus de valeur
La valeur effective d’un contrat du marché de capacité se calcule en multipliant le prix de compensation par le coefficient de dépréciation. L’introduction de ces coefficients a entraîné une baisse moyenne de 80 % de la valeur pour les batteries avec des contrats T-4 débutant en 2021 et 2022, par rapport à ceux débutant en 2020.
Pour la T-1, la récente flambée des prix a largement compensé la baisse des coefficients. Les contrats T-1 pour la livraison 2021/22 ont généré 45 fois plus de valeur que ceux de 2020/21, grâce à la hausse des prix.
La hausse progressive des prix pour les contrats T-4 à partir de 2023 a permis d’augmenter la valeur de ces contrats malgré la baisse des coefficients de dépréciation. Cependant, cette valeur reste inférieure à celle des anciens T-4 et des nouveaux T-1.
En décembre 2023, 34 % de la capacité batterie était contractée via le marché de capacité
Les batteries bénéficiant de contrats actifs sur le marché de capacité en décembre 2023 totalisaient 3,3 GW de puissance nominale, soit 94 % de la capacité batterie totale en Grande-Bretagne. Cependant, la capacité dépréciée de ces contrats s’élève à 1,1 GW. En moyenne, les batteries avec un contrat actif en décembre 2023 étaient engagées pour 34 % de leur puissance nominale – mais cela varie fortement selon les systèmes.
Certaines batteries ont pu obtenir des contrats en tant que Demand Side Response (DSR), qui bénéficient généralement de coefficients de dépréciation plus élevés. Il s’agit traditionnellement d’unités derrière le compteur qui peuvent apporter de la capacité au réseau en réduisant la demande.
Les prix élevés lors de l’enchère T-1 de 2023 ont généré les revenus les plus importants en décembre 2023
En raison des valeurs de contrat différentes selon les enchères, chaque batterie a perçu des revenus différents du marché de capacité en décembre 2023. Les revenus mensuels allaient de 3 600 £/MW à 105 £/MW, avec une moyenne de 1 100 £/MW.
Les batteries de plus longue durée bénéficiant d’un contrat T-1 pour l’année de livraison 2023/24 ont généré le plus de revenus grâce à un prix de compensation élevé de 60 £/kW. Étant donné qu’il s’agit de contrats d’un an, les propriétaires pourraient rechercher des prix élevés lors de l’enchère T-1 de cette année.
Les systèmes avec un contrat T-4 pour l’année de livraison 2020/21 ont aussi perçu certains des revenus les plus élevés grâce à leurs coefficients de dépréciation plus favorables. Ces unités peuvent continuer à en profiter jusqu’à 12 ans supplémentaires.
Les nouvelles unités ont principalement remporté des contrats lors de l’enchère T-1 de 2023
La moitié des unités en ligne avant 2023 disposent de contrats de 15 ans, tandis que l’autre moitié a enchaîné des contrats annuels via les enchères T-1 et T-4. Les unités construites depuis 2023 sont majoritairement engagées sur la T-1 2023/24, mais certaines bénéficient de contrats de 15 ans débutant lors de futures années de livraison.
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La diversité des enchères pour lesquelles les batteries détiennent des contrats sur le marché de capacité va encore s’accroître. Certaines conserveront leurs anciens contrats de 15 ans, tandis que d’autres chercheront en continu de nouveaux contrats annuels. Par ailleurs, 8 GW supplémentaires de batteries déjà titulaires de contrats T-4 doivent être mises en service entre 2023 et 2026.
La prochaine vague de contrats du marché de capacité sera attribuée en février
La prochaine session d’enchères du marché de capacité aura lieu fin février. La T-1 attribuera des contrats pour des livraisons à partir d’octobre 2024, tandis que la T-4 débutera en 2027. Les résultats de la prochaine vague d’enchères seront annoncés le 20 février pour la T-1 et le 27 février pour la T-4.
Actuellement, 4,4 GW de capacité de stockage par batterie sont préqualifiés pour l’enchère T-1 et 11 GW pour la T-4. Avec les prix élevés observés lors des dernières sessions, ces contrats pourraient être décisifs pour les revenus futurs des batteries.
Sources
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