La version 3.3 des prévisions de revenus des batteries Modo Energy pour la Grande-Bretagne vient tout juste d’être publiée. Cette mise à jour introduit une nouvelle modélisation des prix intrajournaliers et une ré-optimisation du dispatch sur ce marché. Les capacités nucléaires ont été révisées conformément aux récents reports d’arrêts, et les prix des matières premières ont été actualisés.

Évolutions de la modélisation

La modélisation des prix intrajournaliers prend en compte les erreurs de prévision

Les prix sur les marchés day-ahead et intrajournaliers divergent souvent, créant des opportunités de trading pour les batteries. Les niveaux prévisionnels de production, de demande et d’indisponibilités d’unités fixent les prix sur le marché day-ahead.

Les prix intrajournaliers, quant à eux, deviennent liquides environ deux heures avant la livraison avec une meilleure visibilité sur la production réelle et la demande. Si la production éolienne est inférieure aux attentes ou si un générateur tombe en panne, cela peut provoquer une flambée des prix intrajournaliers.

Dans la version 3.3 des prévisions, nous avons introduit une nouvelle modélisation des prix day-ahead et intrajournaliers pour mieux saisir ces écarts. Le modèle intègre les erreurs observées sur le terrain lors du calcul des prix day-ahead – pour la production renouvelable, les indisponibilités et la demande.

Les prix intrajournaliers reflètent les conditions en temps réel, avec une volatilité supplémentaire pour tenir compte des comportements de marché observés, comme le « herding ».

Rendez-vous sur la page méthodologie ici pour plus de détails sur la modélisation des prix intrajournaliers.

Le dispatch BESS est ré-optimisé sur le marché intrajournalier

Le modèle de dispatch effectue désormais une première optimisation day-ahead, puis ré-optimise les positions sur le marché intrajournalier toutes les deux heures au cours de la journée de livraison.

Par exemple, une batterie peut vendre 50 MW sur le marché day-ahead pour une livraison à 8h. Sur le marché intrajournalier, les prix peuvent baisser à 8h puis remonter à 10h. Dans la version 3.3, le modèle de dispatch réajuste cette position, rachète l’électricité à 8h et la revend à 10h.

Dans la version précédente, les revenus intrajournaliers étaient basés sur une hausse observée de 35 % liée au trading intrajournalier en 2022/23. Depuis, la volatilité des prix a diminué, réduisant cette prime à 22 % en 2024. Nous prévoyons qu’elle augmentera à nouveau avec l’intégration croissante des énergies renouvelables intermittentes, ce qui accroît l’erreur de prévision.

Pour plus de détails sur l’optimisation du dispatch batterie et la gestion du risque, consultez l’article de perspectives ici.

Autres évolutions

• Logique de dispatch du parc mise à jour : elle accroît les écarts de prix et retarde la mise hors service des CCGT.
• Le modèle de dispatch fonctionne désormais en 5 minutes, avec un contrôle qualité automatisé pour garantir la rapidité des simulations personnalisées.

Perspectives à court terme

Les prix du gaz augmentent de 13 % en 2025

Les anticipations futures des prix du gaz ont augmenté depuis la version précédente, en raison de niveaux de stockage européens plus faibles que prévu et de la fin des importations de gaz russe par pipeline via l’Ukraine.

Ces anticipations forment la base des prix du gaz à court terme dans le modèle. Les prix du gaz pour 2025 sont 13 % plus élevés, avec une moyenne de 11 % supérieure jusqu’en 2028.

Les prix du carbone ont légèrement baissé et sont 16 % inférieurs en 2025 par rapport à la version précédente. D’ici 2026, les prix retrouvent le niveau précédemment anticipé.

Pris isolément, ces hausses des prix du gaz et du carbone élargissent également les écarts de prix quotidiens de 23 % en moyenne entre 2025 et 2028.

Le report de la fermeture des centrales nucléaires augmente la capacité jusqu’à 2,4 GW

En décembre, EDF et Centrica ont annoncé la prolongation de la durée de vie de cinq de leurs centrales nucléaires. Heysham 2 et Torness voient leur fermeture repoussée de 2028 à 2030.

Auparavant, la capacité nucléaire devait tomber à seulement 2 GW en 2029, en raison de plusieurs arrêts et du retard de mise en service de Hinkley Point C.

Pris isolément, cette capacité nucléaire supplémentaire réduit les spreads de 2029 de 10 %.

Les revenus augmentent de 45 % d’ici 2028

Les revenus atteignent 87 k£/MW/an pour une batterie de deux heures et deux cycles d’ici 2028. Cela représente une hausse de 45 % par rapport à la moyenne de 60 k£/MW/an en 2024.

Cette augmentation est supérieure de 5 % à la version précédente. La hausse des prix du gaz a entraîné une augmentation des prix moyens de l’électricité, élargissant l’écart de prix de gros disponible pour les batteries et les prix des offres du Balancing Mechanism.

Perspectives à long terme

Le déploiement du BESS s’accélère, tandis que celui du CCS ralentit

La version précédente des prévisions plafonnait le déploiement du BESS à 3 GW par an, limité par la disponibilité des installateurs. Dans la version 3.3, la capacité d’installation croît chaque année, ce qui permet une mise en service plus rapide dans les années 2030.

D’ici 2036, la capacité totale installée de BESS augmente de 6,6 GW, bien que cela ait un impact limité sur les spreads disponibles pour les batteries.

Les modifications des hypothèses économiques concernant le CCS au gaz entraînent un ralentissement du déploiement à la fin des années 2020. D’ici 2034, le rythme rejoint globalement la version précédente.

Les revenus sur la durée de vie augmentent de 2 %

Les revenus moyens sur la durée de vie d’une batterie de deux heures et deux cycles et demi augmentent de 2 % dans la version 3.3, tous marchés confondus.