Le 29 septembre 2021, le National Grid Electricity System Operator (NG ESO) a publié une mise à jour de ses exigences pour le Dynamic Containment (DC), introduisant plusieurs nouveautés auxquelles le secteur doit s’adapter. Dans cet article, nous allons examiner en détail ces évolutions et aborder :

Les révisions sur la manière dont les exigences DC seront communiquées.

Les modifications des exigences DC basse fréquence (DCL) pour novembre.

Un premier aperçu des exigences pour le service DC haute fréquence (DCH).

Une projection sur les exigences pour l’été 2022.

Ce que cela implique pour les systèmes de stockage par batteries (BESS).

Comment les exigences sont-elles communiquées ?

Avant d’aborder les exigences DC, examinons le nouveau format utilisé par l’ESO pour communiquer les critères de ses services. La figure 1 (ci-dessous) présente les nouveaux détails concernant les volumes requis pour le DC, tels qu’indiqués dans le rapport d’information marché de l’ESO de novembre 2021.

Détaillons ce graphique et expliquons sa signification :

À gauche du tableau, l’ESO présente ses fourchettes de volumes – au lieu de spécifier un besoin précis, l’ESO choisit de communiquer une plage de valeurs dans laquelle la demande se situera.

En haut du tableau, nous retrouvons les blocs EFA – avec le passage à l’achat par blocs EFA, les nouvelles exigences sont définies sur des fenêtres de 4 heures.

Le corps du tableau indique le pourcentage de temps pendant lequel la demande de l’ESO se situe dans chaque bande de volume, pour chaque bloc EFA.

Examinons le bloc EFA 5 pour novembre 2021. Pendant 7 % du temps en novembre (soit 2 jours), l’exigence DCL pour EFA 5 sera comprise entre 1 et 300 MW. Durant les 93 % restants (28 jours), l’exigence DCL sera de 0 MW. Par ailleurs, il n’y aura aucun jour en novembre où l’ESO demandera plus de 300 MW pour EFA 5.

Nouvelles exigences DC basse fréquence

La figure 2 (ci-dessous) présente les valeurs décrites ci-dessus, ainsi que l’exigence moyenne de DCL pour chaque bloc EFA.

Ce qui frappe particulièrement dans ce graphique, c’est le pourcentage de temps durant lequel l’ESO requiert peu ou pas de DCL.

Sur l’ensemble des blocs EFA en novembre, l’ESO ne demandera aucun DCL pendant 36 % du temps.

Pendant 67 % du temps, l’ESO demandera moins de 300 MW et seulement plus de 600 MW pendant 9 % du temps.

Le niveau moyen quotidien d’achat (pondéré dans le temps) pour novembre est de 221 MW, avec des pics à 480 MW (dans le bloc EFA 1 – 23:00-03:00) et des creux à seulement 10 MW (dans le bloc EFA 5 – 15:00-19:00).

Comparé au volume d’achat maximal observé jusqu’à présent (929 MW, le 15 août 2021), une chose devient évidente : le Dynamic Containment atteindra la saturation à partir de novembre. En effet, en supposant que les 929 MW de sites éligibles au DC continuent d’y participer, même aux niveaux de demande les plus élevés, le marché sera saturé pour chaque bloc EFA en novembre.

Avec cette saturation, la concurrence sur le marché va s’intensifier, provoquant une baisse des prix. Prédire précisément l’impact de la saturation sur les prix de règlement n’est pas simple, mais il est certain que nous n’aurons pas à attendre longtemps pour que la « vraie » valeur du DC se révèle.

Qu’est-ce qui a changé ?

Alors, comment ces nouvelles exigences se comparent-elles à celles observées jusqu’à présent sur le marché ? La figure 3 (ci-dessous) présente les exigences historiques du DC, ainsi que celles nouvellement annoncées pour novembre.

On note que ces exigences DC révisées sont nettement inférieures à celles annoncées précédemment, la moyenne passant de 1 100 MW (en octobre) à 221 MW en novembre – soit une baisse de 80 %.

Dynamic Containment High : un nouvel espoir (Épisode IV)

Alors que les besoins de l’ESO pour le DC basse fréquence diminuent (avec une baisse probable des prix), il y a tout de même une bonne nouvelle pour les fournisseurs DC : le lancement du DC haute fréquence (DCH), prévu pour le 21 octobre 2021. La figure 4 (ci-dessous) présente ces exigences proposées plus en détail.

Dans l’ensemble, c’est une bonne nouvelle pour les BESS : un nouveau marché s’ouvre, avec un niveau moyen d’achat de 177 MW. Bien que cela ne suffise pas à accueillir l’ensemble des BESS installés au Royaume-Uni, cela offre un nouveau flux de trésorerie pour soutenir la rentabilité.

À noter que l’ESO n’a pour l’instant publié aucune information quant à la variation des exigences de volume au cours de la journée. Cependant, cela devrait arriver prochainement, l’ESO s’étant engagé à communiquer « des exigences [DCH] plus spécifiques, notamment par bloc EFA, dans les prochaines semaines ».

Stacking

Point important pour les fournisseurs DC : le cumul des produits haute et basse fréquence sera autorisé. Ainsi, il est probable que les actifs BESS soumettent des offres sur les deux services simultanément et assurent une réponse symétrique en fréquence une fois les contrats obtenus.

Qu’est-ce que cela signifie concrètement ? L’introduction du DCH n’augmentera pas la taille du marché de la réponse en fréquence – la concurrence restera forte pour DC haute et basse fréquence. Au lieu de cela, le DCH peut être vu comme un moyen d’augmenter les revenus des fournisseurs DC existants (ce qui tombe à point nommé, compte tenu de la baisse attendue des revenus DCL).

Dans ce nouveau contexte de saturation et de marchés multiples, les stratégies d’enchères devront évoluer pour sécuriser les contrats – les offres modulables et la liaison des contrats entre marchés et blocs EFA seront essentielles.

La vision d’ensemble

En plus des exigences de novembre 2021 pour le DCH et le DCL, l’ESO a également publié des détails sur ses besoins pour l’été 2022 pour les deux services. La figure 5 (ci-dessous) présente ses prévisions pour les exigences moyennes de DC.

Selon les prévisions actuelles, l’ESO prévoit d’acheter des volumes plus importants à l’été 2022. Cela s’explique par une demande plus faible, une inertie du système réduite, ainsi qu’un risque accru de défaillances RoCoF (taux de variation de la fréquence) lié à l’augmentation de la production solaire intégrée. Ces facteurs joueront un rôle clé dans l’évolution future des besoins en réponse en fréquence.

La vision à long terme des exigences DCH/L reste floue, mais voici quelques éléments à surveiller concernant l’avenir des services :

Nouvelles capacités ajoutées qui augmenteront la perte maximale de production ou de demande sur le réseau et modifieront le profil d’inertie du système, par exemple : interconnexions, développement des renouvelables, grands projets de production.

Retrait des services historiques, par exemple : EFR, FFR.

Introduction de nouveaux produits, par exemple : Dynamic Regulation et Dynamic Moderation.

Progrès des diverses initiatives du NG ESO, par exemple : évaluations de l’opérabilité du réseau (NOA) sur la stabilité et l’inertie, le programme accéléré de modification des pertes de réseau (ALoMCP).

Comment les BESS vont-ils réagir ?

En résumé, nous entrons à nouveau dans une période de saturation du marché de la réponse en fréquence. La figure 6 (ci-dessous) montre la capacité BESS installée par rapport à la taille du marché de la réponse en fréquence.

Au cours des trois premiers trimestres de 2020, nous avons observé une saturation du marché. Heureusement pour les propriétaires de BESS, le DC a été lancé en octobre 2020, redynamisant le marché. À mesure que le volume DC diminue, la saturation reviendra, mais cette fois avec 420 MW supplémentaires de BESS sur le réseau. Comment les BESS vont-ils réagir ?

Si l’on se fie à l’expérience passée, il est probable que les BESS se tournent à nouveau vers les services FFR traditionnels – soit les enchères hebdomadaires (tant qu’elles existent), soit les appels d’offres mensuels. Toutefois, les seuls FFR et DC ne suffiront pas à absorber les 1,3 GW de BESS britanniques.

Dans ce contexte, on peut s’attendre à l’émergence de stratégies hybrides marchandes/auxiliaires, les BESS obtenant des contrats DC lorsque la profondeur du marché le permet, et se tournant sinon vers les marchés de gros pour sécuriser leurs revenus.

À retenir

Le dernier trimestre 2021 sera probablement une période volatile pour les BESS. La source de revenus la plus rentable s’assèche, de nouveaux services sont introduits, et (si septembre en est un indicateur) l’hiver s’annonce avec des prix élevés de l’électricité.

Les prix du DCL vont baisser à partir de 17 £/MW/h début novembre, la saturation du marché étant attendue pour chaque bloc EFA tout au long du mois. Avec la baisse des prix du DC, l’introduction du DCH offrira un certain réconfort aux fournisseurs. Même s’ils ne toucheront pas 17 £/MW/h en DCL, le DCH offrira aux BESS un nouvel accès à des revenus, même si ce marché sera lui aussi saturé.

Nous devrions voir émerger de nouvelles stratégies d’enchères sur le DC, avec un retour partiel vers les services historiques et un accent accru sur le trading marchand pour compenser la perte de revenus. Pensez à suivre la plateforme Modo pour rester informé des dernières évolutions.