Ces derniers mois, nous avons constaté une volatilité extrême des prix dans le Dynamic Containment (DC). Cette volatilité est due aux évolutions des volumes requis par National Grid ESO, ainsi qu’aux plafonds de prix dynamiques (ou élastiques) dans les courbes d’achat DC. Dans cet article, nous analysons les facteurs qui influencent ces plafonds de prix et volumes requis en constante évolution.

Alerte spoiler : les plafonds de prix évoluent en fonction du coût alternatif des actions (ici, le MFR). Les courbes de demande élastique sont pilotées par la plus grande perte d'injection ou de soutirage sur le réseau, qui dépend notamment de l’inertie, de la production renouvelable et de l’activité des interconnexions.

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Quels sont les facteurs qui influencent ces plafonds de prix ?

Le principal critère pris en compte par l’ESO pour fixer les plafonds de prix du Dynamic Containment est le coût des actions alternatives. Il s’agit du coût estimé pour obtenir le même niveau de réponse en fréquence par d’autres moyens. Ici, l’alternative est le Mandatory Frequency Response (MFR). Le MFR est un service de réponse en fréquence en temps réel assuré par les grands producteurs raccordés au réseau de transport. Pour en savoir plus sur le MFR, consultez notre article explicatif.

Coût alternatif des actions

Les plafonds de prix du Dynamic Containment, Dynamic Moderation (DM) et Dynamic Regulation (DR) sont fondés sur ce que National Grid ESO estime devoir payer pour obtenir le même niveau de réponse en fréquence via le MFR. (Pourquoi l’ESO doit-elle encore recourir au MFR ? Consultez notre article récent qui explique pourquoi le MFR reste un outil de l’ESO.)

L’ESO a récemment publié ses « taux de conversion ». Ce sont des coefficients permettant de convertir le volume de MFR nécessaire pour compenser ses services de réponse dynamique en fréquence. Les coûts des actions alternatives sont alors basés sur ces taux de conversion. Vous pouvez retrouver ces taux dans le tableau 1 ci-dessous.

Un des éléments qui influencent ces taux de conversion est la rapidité de réponse requise pour chaque service. En général, plus le temps de réponse exigé est court, plus il faut de MFR pour compenser. DM est plus rapide que DR (0,5 à 1 seconde contre 2 à 10 secondes), donc les taux sont plus élevés pour DM. Le taux de conversion pour DCL varie selon les conditions du réseau, comme l’inertie.

Ces chiffres mettent aussi en évidence l’inefficacité du MFR par rapport aux services dynamiques. Par exemple, l’ESO devrait acheter plus de trois fois le volume en MFR pour compenser un déficit en DMH.

Qu’est-ce qui fait varier le coût du MFR ?

Le MFR ne dispose pas d’un simple tarif en £/MW/h que les actifs perçoivent pour le fournir. Il se compose en réalité de quatre éléments :

1. Un coût de maintien de la réponse.
2. Des coûts de positionnement.
3. Des coûts de réserve pour la réponse.
4. Des coûts d’énergie de la réponse.

(Ces points sont détaillés dans notre article explicatif.)

L’ESO anticipe le coût de chacun de ces éléments un jour à l’avance pour chaque bloc EFA, afin de fixer les plafonds de prix. Ceux-ci dépendent individuellement des prix sur d’autres marchés (comme ceux proposés dans le mécanisme d’équilibrage), de la taille prévisionnelle du besoin, du nombre et du volume des actifs disponibles, du prix de l’énergie, des historiques de fréquence et des données de prix à terme.

Tous ces facteurs évoluent au jour le jour, ou de bloc EFA à bloc EFA, selon les conditions du réseau et du marché. C’est pourquoi les courbes d’achat changent à la fois quotidiennement et d’un bloc EFA à l’autre. La figure 1 ci-dessous illustre les courbes d’achat sur une journée de juillet 2022. Moins de volume est requis, mais il y a un prix plus élevé pour l’EFA 5 (15h00) que pour l’EFA 2 (03h00), qui présente des volumes plus élevés mais des prix plus bas.

Qu’est-ce qui détermine les besoins en volume du Dynamic Containment ?

Un des facteurs qui influence les prix du DC est la quantité de réponse requise par l’ESO. Comme sur tout marché, l’offre et la demande déterminent l’évolution : une demande plus forte fait monter les prix, et inversement. Mais alors, qu’est-ce qui détermine précisément ces besoins ?

Dynamic Containment basse fréquence (DCL)

Les besoins en volume DCL dépendent de la plus grande perte de production sur le réseau à un instant donné – appelée aussi la « plus grande perte d’injection ». Cela peut être un interconnecteur importateur ou une grande unité de production qui s’arrête soudainement.

Les effets de l’inertie

La perte d’injection est souvent liée à l’inertie. L’inertie correspond à l’énergie cinétique « stockée » dans les parties tournantes des générateurs. Pour citer l’ESO : « En cas de variation soudaine de la fréquence du réseau, ces parties continuent de tourner – même si le générateur a perdu de la puissance – et ralentissent cette variation (ce que nous appelons le taux de variation de la fréquence). L’inertie agit un peu comme les amortisseurs d’une voiture, qui atténuent les chocs et permettent de garder le véhicule stable. » Lors des périodes de faible inertie, la fréquence est plus volatile et le besoin en DCL est généralement plus élevé. On peut l’observer dans la figure 2 ci-dessous.

De même, lorsque la part des énergies renouvelables est importante sur le réseau – une production qui ne contribue pas à l’inertie – on observe une corrélation positive entre les volumes DCL et le pourcentage de production renouvelable sur le réseau (figure 3 ci-dessous).

Quel impact sur les courbes d’achat ?

Cela se retrouve également dans les volumes maximums indiqués par les courbes d’achat DCL – c’est-à-dire le volume maximal que l’ESO est prêt à acheter sur un bloc EFA donné. La figure 4 ci-dessous présente la distribution de ces volumes, issue des courbes d’achat, d’avril à juin 2022, pour chaque bloc EFA et chaque mois.

• La distribution des volumes est présentée pour chaque bloc EFA et chaque mois.
• Par exemple, dans le bloc EFA 4 en juin, le volume maximal est près de 2 000 MW et le minimum autour de 325 MW. La plupart du temps, les volumes se situent entre 750 et 1 250 MW.
• À l’approche de l’été, les volumes augmentent généralement, du fait de la baisse de l’inertie.
• On observe une forte dispersion des volumes cibles à acheter, notamment lors des blocs EFA centraux de la journée, quand le solaire PV produit.
• Les pertes potentielles de production décentralisée liées à des événements de fort taux de variation de fréquence (RoCoF) déterminent si l’ESO doit acheter plus ou moins de DCL à ces moments-là.
• Lorsque l’inertie est faible, le risque d’un événement RoCoF augmente. Il s’agit d’un déclenchement de fréquence qui entraîne la déconnexion automatique de nombreux producteurs décentralisés, à cause des réglages de protection Loss of Mains. Cela accentue la chute de fréquence, donc l’ESO achète davantage de DCL pour y faire face.

Dynamic Containment haute fréquence (DCH)

Les besoins en volume DCH sont également déterminés par l’inertie. Ils dépendent aussi de la plus grande perte de soutirage (et non d’injection). La perte de soutirage correspond à l’unité ayant la demande la plus importante à un moment donné, par exemple un interconnecteur exportateur.

Les effets de l’activité des interconnexions

Il existe une forte corrélation entre les volumes cibles DCH et la demande des interconnexions. La figure 5 ci-dessous montre les volumes moyens de DCH et la plus forte demande d’interconnexion (moyennée sur trois jours) depuis janvier 2022. La ligne pointillée rouge représente la tendance générale : plus les interconnexions exportent de puissance, plus les besoins en DCH sont élevés.

Depuis environ avril, les interconnexions britanniques exportent principalement (alors qu’elles importaient habituellement). Elles constituent donc une source de demande plus importante sur le réseau. Si l’une d’elles venait à se déconnecter alors qu’elle exporte un volume conséquent (par exemple 1 GW), cela pourrait provoquer un événement haute fréquence significatif. Mais pourquoi cette situation ? La raison est que les prix de l’électricité en France sont supérieurs à ceux du Royaume-Uni, en raison de la maintenance du parc nucléaire français et de la crise gazière en cours. (Pour en savoir plus sur le fonctionnement des interconnexions, consultez notre vidéo Energy Academy.)

Sur la même période, l’inertie a diminué, du fait de l’impact saisonnier de la production renouvelable. Cela a conduit l’ESO à augmenter ses volumes d’achat DCH.

Quel impact sur les courbes d’achat ?

Les besoins en volume DCH n’ont pas la même relation avec les pertes de production décentralisée que les besoins DCL. En effet, ces pertes entraînent une déviation de fréquence basse, et non haute. Le déclenchement de la production décentralisée suite à un fort RoCoF correspond à une perte de production, pas de demande. La figure 6 ci-dessous présente l’évolution des volumes maximums des courbes d’achat DCH, de façon similaire à la figure 4 pour DCL.

• Là encore, la distribution des volumes est présentée pour chaque bloc EFA et chaque mois.
• Par exemple, dans le bloc EFA 1 en juin, le volume maximal est de 900 MW et le minimum de 400 MW. La plupart du temps, les volumes tournent autour de 800 MW.
• On n’observe pas les mêmes pics de volumes cibles au milieu de la journée que pour les achats DCL, puisque les événements RoCoF n’affectent pas la haute fréquence comme ils le font pour la basse fréquence.
• Les volumes DCH disponibles sont généralement plus élevés la nuit, lors des blocs EFA 1 et 2, lorsque la demande est la plus faible.
• Comme pour les volumes DCL, les volumes DCH ont augmenté d’avril à juin. L’inertie diminue généralement à l’approche de l’été.

Points clés à retenir

Les revenus du Dynamic Containment ont été extrêmement volatils depuis que l’ESO a modifié la conception de ses enchères pour inclure des plafonds de prix variables et des courbes de demande élastique.

• Le principal moteur des plafonds de prix est le coût alternatif des actions.
• Celui-ci dépend principalement du coût estimé du « service de réponse en fréquence alternatif » : le MFR.
• Les coûts du MFR sont dictés par des facteurs tels que les conditions du réseau, les prix de l’électricité au jour le jour et les primes de capacité des unités fournissant le MFR.
• L’ESO a récemment publié le taux de conversion pour « transposer » les coûts du MFR en plafonds de prix DC.

Concernant les courbes de demande élastique :

• Les courbes de demande élastique s’expliquent par les pertes maximales de production ou de demande sur le réseau.
• Celles-ci sont influencées par l’inertie et la part de la demande couverte par les énergies renouvelables.
• Pour ces raisons, on continuera d’observer de gros volumes de DCL et DCH achetés durant les mois d’été, en phase avec les conditions saisonnières.
• Les volumes DCH seront plus élevés que d’habitude, car les interconnexions britanniques exportent actuellement plus souvent de l’électricité vers le continent.

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