En juin 2024, l’ESO a publié les Perspectives précoces pour l’hiver 2024/25. Ce rapport inclut les niveaux prévus de production et de demande pour l’hiver à venir et suggère qu’une faible volatilité des prix de gros, similaire à celle observée en 2023/24, est probable.

Cet article aborde :

• Les points clés des perspectives précoces de l’ESO pour l’hiver 2024/25
• Un résumé du bilan hivernal de l’ESO pour 2023/24
• Un aperçu des écarts de prix de gros selon les premières prévisions et le Modo GB BESS Outlook (abonnés GB BESS Outlook uniquement)
• Un point sur les revenus prévisionnels des batteries pour l’hiver 2024/25 (abonnés GB BESS Outlook uniquement)

La marge entre capacité de production et demande devrait augmenter cet hiver

Les perspectives précoces donnent une première estimation de la capacité de production et de la demande de pointe attendues pour l’hiver prochain. Les marges devraient atteindre 5,6 GW en 2024/25, soit un écart de 9,4 % entre la demande de pointe et la capacité de production.

Selon ces prévisions, la capacité totale de production atteindrait 120 GW en hiver 2024/25, soit une hausse de 4 GW par rapport aux 116 GW anticipés pour 2023/24, correspondant à une capacité corrigée de 65,4 GW.

Cette augmentation s’explique par la croissance de l’éolien en mer et des centrales à gaz de pointe, compensant la fermeture de la centrale à charbon de Ratcliffe. La capacité de stockage progresse de 1 GW, mais l’hiver dernier, la capacité des batteries était inférieure aux attentes de l’ESO.

Parallèlement, la demande de pointe moyenne prévue lors des vagues de froid (ACS) a diminué à 59,8 GW contre 60,3 GW. Cela reflète une baisse générale de la demande d’électricité ces derniers hivers. La demande de pointe réelle moyenne était de 42 GW en 2020/21 et de 40 GW ou moins les hivers suivants.

Globalement, l’hiver 2024/25 devrait donc présenter une marge supérieure de 5,6 GW (9,4 %) contre 4,8 GW (8 %) dans les perspectives de l’hiver passé.

Mais dans quelle mesure ces marges seront-elles réellement atteintes ?

Une capacité de production réduite a fait chuter l’excédent sous les prévisions en 2023/24

En parallèle des perspectives précoces, l’ESO a également publié un bilan de l’hiver 2023/24. L’hiver dernier, la marge est restée principalement dans la fourchette de confiance à 90 % prévue par l’ESO. Cependant, elle est passée en dessous de ce seuil à 14 reprises.

Cela s’explique par une production éolienne inférieure aux attentes, de longues indisponibilités nucléaires et une panne imprévue sur IFA2. En outre, la demande a augmenté lors des vagues de froid. L’excédent réel indicatif était de 12 GW, contre une prévision moyenne de 14 GW.

La demande de pointe réelle (réserve incluse) a atteint 47,6 GW lors de la vague de froid du 15 janvier 2024, légèrement inférieure à la prévision de 48,2 GW. Ce jour-là, la production éolienne était élevée mais l’utilisation des interconnexions faible, la marge s’établissant à 5 GW. La marge est descendue jusqu’à 1,6 GW le 16 novembre 2023.

L’hiver 2023/24 a marqué un tournant dans le mix de production

De 2020/21 à 2022/23, les CCGT, l’éolien et le nucléaire représentaient la majeure partie de la capacité de production du réseau. Mais avec les indisponibilités, les nouvelles capacités et les fermetures, l’hiver 2023/24 a vu évoluer la part de chaque technologie dans la production.

L’augmentation de la capacité éolienne, conjuguée à la baisse des prix de l’électricité en Europe, a accru la part de l’éolien et des interconnexions. Cette plus grande dépendance a aussi contribué à la variabilité des excédents.

À l’inverse, la part des CCGT, du nucléaire et du charbon a diminué dans le mix. Le nucléaire a connu un taux d’indisponibilité bien supérieur aux prévisions – 39 % en fin d’hiver contre 14 % attendus. Quatre des cinq centrales nucléaires actuellement en service sont désormais proches de la retraite.

L’hiver 2023/24 a affiché les écarts de prix de gros les plus faibles depuis quatre ans. L’augmentation de la marge prévue dans les dernières perspectives laisse penser que la situation ne changera pas, mais certains facteurs pourraient accroître la volatilité au bénéfice des batteries.

Ce que signifient les perspectives précoces pour les batteries

Les prix de gros sont fortement influencés par le gaz et le carbone – et cela impacte aussi les écarts.

Durant l’hiver 2023/24, le prix du carbone du système ETS britannique a chuté à des niveaux historiquement bas. Les enchères se sont conclues à seulement 32 £/tCO2, alors que les deux hivers précédents affichaient en moyenne 70 £/tCO2. Les prix du gaz ont également fortement baissé en seconde partie d’hiver, atteignant 19,66 £/MWh à la mi-février.