Les deux dernières enchères T-1 du Capacity Market se sont conclues à des prix exceptionnellement élevés de 75 £/kW/an et 60 £/kW/an. La prochaine enchère aura lieu le 20 février, avec une capacité cible record de 7,7 GW. Alors, ces prix élevés seront-ils à nouveau atteints 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 de 7,7 GW, un record, et jusqu’à 8,7 GW pourraient finalement être retenus.

• Les deux dernières années, les enchères T-1 se sont conclues 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 est le plus probable.
• La stratégie d’enchère de trois centrales à gaz sera déterminante pour 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 sortir tôt de l’enchère, ce qui pourrait entraîner un prix de compensation allant jusqu’à 55 £/kW.
• Avec des facteurs de déclassement plus faibles, un prix de 21 £/kW ferait chuter la valeur d’un contrat T-1 de 75 % par rapport à celui de cette année, la rendant inférieure à celle 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 finalement renoncé à 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 atteigne le 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 n’est pas encore éprouvée, et 77 % de la capacité batterie provient de nouvelles installations.

4 GW de batteries préqualifiées

4 GW de capacité de batteries (713 MW déclassés) participeront à l’enchère du 20 février. 70 % de cette capacité provient de nouvelles installations. On y retrouve 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 le meilleur indicateur 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 moment de l’enchère. Cela signifie qu’une grande partie de cette capacité ne modifiera probablement pas ses plans en fonction du résultat de l’enchère et peut accepter un prix très bas. Cela s’est déjà vu, avec un prix aussi bas que 0,77 £/kW en 2019.

Les unités quittent généralement l’enchère au premier tour ou après le seuil « price-taker »

Les enchères T-1 des années précédentes donnent une bonne indication du comportement auquel on peut s’attendre cette année. En général, tant que le prix ne descend pas sous 10 £/kW, la plupart des unités sortent soit au premier tour, soit à 25 £/kW. C’est le « Price-Taker Threshold » – au-dessus duquel la plupart des unités existantes ne peuvent plus quitter l’enchère.

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

Selon les tendances historiques du Capacity Market, l’enchère devrait se conclure 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 chutent trop bas cette année. L’ESO pourra acheter jusqu’à 8,7 GW de capacité à 0 £/kW – il suffirait donc que 800 MW sortent de l’enchère.

En utilisant les volumes moyens sortis à chaque tour lors des enchères précédentes, cette année pourrait se conclure entre 15 et 25 £/kW : 21 £/kW dans le scénario ci-dessous.

Si l’on prend les volumes minimum et maximum sortis à chaque tour historiquement, la fourchette de prix possible s’étend de 4 £/kW à 45 £/kW.

Bien que les enchères passées 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 départ anticipé de grandes unités pourrait entraîner un prix de compensation de 50 £/kW

6,7 GW de capacité préqualifiée proviennent de seulement douze unités de 200 MW ou plus. Chacune d’elles pourrait provoquer un prix plus élevé en quittant l’enchère tôt.

EDF a indiqué que ses quatre unités nucléaires poursuivront leur exploitation au-delà de 2025, on s’attend donc à ce qu’elles restent dans l’enchère.

Parmi les unités à gaz préqualifiées, Corby (267 MW) est la plus susceptible de prendre sa retraite, n’ayant pas de contrat T-4 à venir. Par ailleurs, Sutton Bridge (0,8 GW) et Severn (0,8 GW) sont des CCGT qui reviennent après avoir été mis à l’arrêt. Elles pourraient viser un prix élevé pour redémarrer l’hiver prochain.

Si ces trois centrales quittent l’enchère tôt, le prix de compensation pourrait atteindre 53 £/kW. Cela supposerait toutefois qu’elles obtiennent le statut de price-maker pour participer à l’enchère à ce niveau de prix.

Les facteurs de déclassement du Capacity Market pénalisent le stockage batterie

Les facteurs de déclassement dans l’enchère T-1 sont passés cette année de 19 % à 11 % pour les batteries 1 heure et de 37 % à 24 % pour les batteries 2 heures. Cela aura un impact significatif sur la valeur des contrats pour les batteries, même si l’enchère atteint un prix élevé. Si le prix est de 21 £/kW, cela représenterait une baisse de 75 % de la valeur du contrat T-1 par rapport à l’an dernier.

Cela placerait la valeur sous celle des contrats T-4 qui débuteront la même année, ainsi que sous les contrats de 2019 et 2020. Elle resterait toutefois supérieure à la valeur des contrats obtenus en 2021 et 2022.

2 GW de batteries sans contrat Capacity Market après septembre 2024

Sur les 3,6 GW de batteries opérationnelles en Grande-Bretagne, 3,4 GW avaient un contrat Capacity Market pour l’année de livraison 2023/24. 1 GW bénéficie de contrats T-4 de long terme, qui se poursuivront.

0,6 GW supplémentaires de capacité batterie sont sous contrat T-4 pour livraison en 2024/25, à 18 £/kW. Il reste donc 2 GW de capacité batterie actuellement sans contrat Capacity Market après septembre 2024. 1,8 GW (1,7 GW de capacité de raccordement) de ce volume participent à l’enchère et espèrent décrocher un contrat pour l’an prochain.

Les contrats T-1 seront essentiels pour les revenus des batteries

Depuis janvier 2023, le Capacity Market a rapporté en moyenne 1,1 k£/MW/mois aux batteries. Avec la forte baisse des revenus issus de la réponse en fréquence, le Capacity Market représente désormais environ 30 % des revenus des batteries.

Pour les 1,8 GW de batteries participant à la T-1, le résultat de l’enchère aura donc un impact majeur. Cependant, compte tenu du volume de capacité en lice, il semble peu probable que le prix de 60 £/kW de l’an dernier soit atteint à nouveau.