Le 1er novembre 2021, une nouvelle ère de la Dynamic Containment (DC) a débuté, marquée par deux grands changements : des exigences de volume plus faibles pour la DC basse fréquence (DCL) et l’introduction du service DC haute fréquence (DCH).

Dans cet article, nous revenons sur les événements marquants de la semaine passée sur le marché DC, notamment :

Le volume sécurisé par le National Grid ESO (NG ESO) dans la DC.

L’évolution des prix, avec un focus sur les nouveaux plafonds tarifaires.

La taille actuelle du marché DC.

Les entreprises ayant remporté des contrats.

Les changements du marché depuis le 1er novembre.

Quel volume de DC l’ESO a-t-il acheté ?

La figure 1 (ci-dessous) présente le volume de DC acquis au cours de la première semaine de novembre 2021 pour les services DCH et DCL.

Les volumes acquis en DCL ont atteint en moyenne 311 MW, contre 48 MW en DCH (y compris les blocs EFA avec 0 MW achetés).

Le recours à la DCH a été nettement inférieur à celui de la DCL, avec une exigence supérieure à zéro pour la DCH dans 25 des 48 blocs EFA de la première semaine.

Fait intéressant, un volume important reste non attribué en DCH, malgré une capacité BESS significative non engagée dans des contrats FFR mensuels.

Comment les prix ont-ils évolué sur la DC ?

Plafonds tarifaires

Avant d’analyser l’évolution des prix DC avec les nouvelles exigences d’achat, examinons une modification importante entrée en vigueur le 1er novembre : la révision du plafond tarifaire de l’ESO. La figure 2 (ci-dessous) présente les plafonds tarifaires par bloc EFA, restés inchangés sur le mois de novembre jusqu’à présent.

En DCH, le plafond tarifaire de l’ESO est resté constant sur la journée, l’ESO étant prêt à payer jusqu’à 12 £/MW/h pour la réponse haute fréquence dans tous les blocs EFA.

Avant le 1er novembre, le plafond tarifaire DCL de l’ESO était fixé à 17 £/MW/h toute la journée.

Depuis le 1er novembre, deux changements majeurs sont intervenus sur le plafond DCL : une hausse du plafond à partir de 17 £/MW/h et une variation intra-journalière.

L’ESO est désormais prêt à payer jusqu’à 48 £/MW/h pour la réponse basse fréquence (dans les blocs EFA 4 et 5).

Évolution des prix

La figure 3 (ci-dessous) illustre l’évolution des prix d’effacement DC sur la première semaine de novembre.

Les prix en DCL ont commencé à diverger du niveau constant de 17 £/MW/h, avec des pics à 48 £/MW/h et des creux à 0,01 £/MW/h.

Les prix en DCH ont été environ deux fois moins élevés que leur équivalent basse fréquence, avec un prix moyen pondéré par volume de 10,71 £/MW/h en DCH contre 20,40 £/MW/h en DCL.

La « stratégie penny-bid » a fait son apparition sur la DC – une pratique déjà observée dans les enchères pay-as-clear. Le principe est simple : enchérir à 0,01 £/MW/h (ce qui garantit presque toujours l’acceptation) et ensuite accepter le prix d’effacement du marché. Le principal inconvénient est lorsque ces offres à 1 penny fixent le prix d’effacement, ce qui s’est produit pour le bloc EFA 5 lors de l’enchère du dimanche.

Saturation du marché

Regroupons les graphiques précédents afin d’observer l’impact de la saturation du marché sur les prix en DCL et DCH. Les figures 4 et 5 (ci-dessous) montrent les mêmes données de prix (y compris les plafonds ESO), ainsi que les volumes attribués et non attribués.

Les prix des deux services ont connu de fortes variations depuis le 1er novembre, en réponse aux évolutions importantes des besoins quotidiens en DC de l’ESO.

En DCH comme en DCL, les prix ont été fixés par le plafond ESO chaque fois que le marché était en sous-approvisionnement, à l’exception de la première enchère dans chaque service.

En période de sur-approvisionnement, les prix se sont effondrés, atteignant des minima de 0,99 £/MW/h en DCH et 0,01 £/MW/h en DCL.

Qui a remporté des contrats ?

La figure 6 (ci-dessous) présente la dépense totale de l’ESO (ou les revenus des prestataires DC) en DCH et DCL sur la première semaine (et quelques jours) de novembre.

À ce jour, la DCL représente un marché nettement plus important, avec une dépense totale environ 12 fois supérieure à celle de la DCH.

Limejump est le principal fournisseur DC en termes de revenus, ayant remporté des contrats pour le site de Minety (100 MW).

En DCH, Conrad Energy a capté la majeure partie des revenus grâce à son nouveau site de Greenfield Road. Il s’agit de l’un des dix seuls sites à avoir été rémunérés pour la fourniture simultanée de DC haute et basse fréquence.

Comment le marché DC a-t-il évolué ?

Dans cette section, nous comparons les volumes et prix DC entre la période du 16 septembre au 31 octobre 2021 et la première semaine de novembre, pour voir l’évolution du marché. Le 16 septembre marque la transition de l’ESO vers l’achat par bloc EFA et la tarification pay-as-clear – plus d’infos ici.

La figure 7 (ci-dessous) montre les évolutions des prix, volumes et coûts totaux de service avant et après le 1er novembre.

Les prix d’effacement moyens sont passés de 17 £/MW/h à 20,40 £/MW/h, soit une hausse de 20 %.

Le volume en DCL est resté systématiquement inférieur aux niveaux d’avant novembre, environ 500 MW de BESS (soit près de 50 % de la capacité éligible DC) ayant choisi de fournir du FFR sécurisé lors de l’appel d’offres d’octobre (plus d’infos ici).

Le coût d’achat de la DCL a diminué depuis le 1er novembre, la valeur du marché DCL ayant chuté de 55 %.

La baisse des volumes achetés est le principal facteur de réduction des coûts de service, malgré la hausse des prix d’effacement.

Si la baisse des coûts d’achat de la réponse en fréquence est bénéfique pour l’ESO et le consommateur final, elle représente une baisse significative des revenus DC pour les fournisseurs.

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