Les deux dernières enchères T-1 du Capacity Market se sont clôturées à des prix exceptionnellement élevés de 75 £/kW/an et 60 £/kW/an. La prochaine enchère aura lieu le 20 février, avec un objectif de capacité record de 7,7 GW. Peut-on s’attendre à retrouver ces prix élevés cette année ?

9,9 GW de capacité déclassée se sont qualifiés pour l’enchère T-1 du Capacity Market pour l’année de livraison 2024/25, dont 9,5 GW ont confirmé leur participation. L’enchère vise une capacité cible record de 7,7 GW, et jusqu’à 8,7 GW pourraient finalement être attribués.

• Les deux dernières années, les enchères T-1 se sont clôturées à 75 £/kW et 60 £/kW. Cependant, il semble peu probable que cela se reproduise cette année. Selon les tendances historiques, un prix compris entre 15 et 25 £/kW paraît le plus probable.
• Les stratégies de trois centrales à gaz seront déterminantes pour atteindre un prix élevé. Corby (267 MW déclassés) et les deux CCGT de retour, Sutton Bridge et Severn (779 MW chacune), sont les plus susceptibles de quitter l’enchère tôt, ce qui pourrait faire monter le prix jusqu’à 55 £/kW.
• Avec des facteurs de déclassement plus faibles, un prix de 21 £/kW réduirait la valeur des contrats T-1 de 75 % par rapport à cette année, les plaçant en dessous des contrats T-4 qui entreront en vigueur l’hiver prochain.

9,5 GW de capacité participent à l’enchère après le retrait de 360 MW

360 MW de capacité initialement préqualifiée ont choisi de ne pas participer, laissant 9,5 GW de capacité préqualifiée en lice.

Cela signifie que 1,8 GW devront sortir de l’enchère pour atteindre la capacité cible, ce qui aboutirait à un prix de 50 £/kW. 2,8 GW devraient sortir pour que l’enchère se clôture au plafond de 75 £/kW.

Sur ce total, 4 GW proviennent du gaz et 2,7 GW du nucléaire. Alors que la majorité de la capacité provient de sites existants, 76 % de la capacité DSR est non prouvée et 77 % de la capacité batteries provient d’unités nouvellement construites.

4 GW de batteries préqualifiées

4 GW de capacité de batteries (713 MW déclassés) entreront dans l’enchère du 20 février. 70 % de cette capacité provient de nouveaux sites. Parmi eux, trois nouveaux sites de plus de 100 MW : Bramley (99 MW) de Penso Power, Teesside (144 MW) de Semcorp et Blackhillock (200 MW) de Zenobe.

Les tendances historiques sont les meilleurs indicateurs du comportement des enchères T-1

La plupart des unités participant aux enchères T-1 du Capacity Market (même les nouvelles) sont opérationnelles ou proches de l’être au début de l’enchère. Ainsi, une grande partie de cette capacité ne modifiera probablement pas ses plans d’exploitation selon le résultat de l’enchère et peut accepter un prix très bas. On l’a déjà vu historiquement, avec un prix descendu à 0,77 £/kW en 2019.

Les unités quittent majoritairement l’enchère au premier tour ou après le seuil des « price-takers »

Les enchères T-1 des années précédentes donnent une bonne indication du comportement attendu cette année. En général, tant que le prix ne descend pas sous 10 £/kW, la majorité des unités quittent l’enchère soit au premier tour, soit à 25 £/kW. C’est le « seuil des price-takers » : au-dessus de ce niveau, la plupart des unités existantes ne peuvent plus sortir de l’enchère.

L’exception concerne les centrales proches de la retraite, qui cherchent à obtenir un contrat à prix élevé pour poursuivre leur exploitation. Cela a conduit par le passé à des sorties de capacité lors de tours à prix plus élevés.

En suivant les tendances historiques du Capacity Market, l’enchère devrait se clôturer entre 15 et 25 £/kW

La courbe de demande de l’enchère du Capacity Market pourrait jouer un rôle pour éviter que les prix ne descendent trop bas cette année. L’ESO pourra acheter jusqu’à 8,7 GW de capacité pour 0 £/kW – il suffirait alors que 800 MW sortent de l’enchère.

En utilisant les volumes moyens sortis à chaque tour dans les enchères précédentes, cette année se solderait par un prix entre 15 et 25 £/kW : 21 £/kW dans le scénario ci-dessous.

En prenant les volumes minimum et maximum sortis à chaque tour dans les enchères passées, on obtient une fourchette de résultats possibles allant de 4 £/kW à 45 £/kW.

Bien que les enchères historiques aient suivi des schémas similaires, le comportement des grandes unités en fin de vie a souvent été déterminant pour le prix final. Ce fut le cas lors de l’enchère 2021/22, avec la fermeture de la centrale à charbon West Burton A (1,7 GW).

Le retrait anticipé de grandes unités pourrait faire monter le prix à 50 £/kW

6,7 GW de capacité préqualifiée à l’enchère proviennent de seulement douze unités de 200 MW ou plus. Chacune d’elles a le potentiel de provoquer une hausse du prix en quittant l’enchère tôt.

EDF a indiqué que chacune de ses quatre unités nucléaires continuera de fonctionner après 2025, nous prévoyons donc leur maintien dans l’enchère.