Les revenus issus du stockage d'énergie par batterie ont diminué en juillet, poursuivant la tendance récente liée à la production éolienne. Cependant, le mois a également été marqué par des élections, la publication des derniers Scénarios Énergétiques Futurs de l’ESO et des mises à jour sur les marchés clés du stockage par batterie. Cela a offert une diversité de sujets à notre équipe de recherche GB chez Modo.

Vous trouverez ci-dessous un résumé de toutes les recherches publiées par Modo en juillet sur le stockage d'énergie par batterie au Royaume-Uni.

L’accélération des plans renouvelables du Labour pourrait profiter au stockage d’énergie par batterie

Le 4 juillet 2024, le Royaume-Uni a élu le parti travailliste à la tête du nouveau gouvernement. Leur programme prévoit une accélération des engagements en faveur de la neutralité carbone, avec une capacité renouvelable accrue d’ici 2030. L’objectif est de doubler la capacité éolienne terrestre, tripler le solaire, et quadrupler l’éolien offshore à l’horizon 2030.

Cela représenterait 140 GW de production renouvelable d’ici 2030, soit 43 % de plus que dans le scénario central actuel de Modo Energy.

L’augmentation de la capacité renouvelable serait en partie obtenue grâce à une extension des contrats « Contract for Difference » (CfD). Le gouvernement a confirmé la première étape, avec une hausse de 50 % du budget pour le prochain appel d’offres.

La croissance de la production renouvelable ferait baisser les prix de l’électricité d’ici 2030, mais accroîtrait aussi les écarts de prix à court terme. Associée à l’augmentation des activations dans le Balancing Mechanism et à la valeur des services auxiliaires, cela serait positif pour le stockage d'énergie par batterie.

Nous prévoyons qu’atteindre les objectifs du Labour augmenterait les revenus des batteries en moyenne de 4 % jusqu’en 2030.

En savoir plus sur les objectifs renouvelables du Labour et leur impact sur le stockage d’énergie par batterie ici.

Mais à court terme, la mise en service de nouvelles capacités reste lente

Le deuxième trimestre 2024 a confirmé la faible croissance observée début d’année. Seuls 186 MW de nouvelle capacité ont été mis en service en Grande-Bretagne, après 184 MW au premier trimestre. À titre de comparaison, la moyenne trimestrielle était de 400 MW tout au long de 2023.

Cinq projets, de 16 à 50 MW chacun, ont démarré au deuxième trimestre, dont les premiers sites de SSE (Salisbury) et Atlantic Green (Buxton).

À noter : dans notre mise à jour, nous avions rapporté 136 MW de nouvelles batteries. Ce chiffre a été porté à 186 MW suite à la mise en service de Penwortham en juin.

L’année de marché de capacité 2024/25 débutera en octobre. 1,4 GW de sites non opérationnels détiennent des contrats pour cette période, dont 1,1 GW avec une mise en service prévue au 3e trimestre 2024. Toutefois, la faible dynamique actuelle laisse prévoir seulement 150 à 430 MW réellement mis en service au T3.

Dans le scénario le plus optimiste, cela porterait la capacité opérationnelle à 5,2 GW fin 2024, soit 1,5 GW en dessous du pipeline prévu.

Les abonnés Benchmarking Pro GB peuvent consulter l’analyse complète ici.

La capacité de stockage par batterie en retard par rapport aux projections du dernier rapport FES

L’ESO a publié en juillet son rapport annuel « Future Energy Scenarios » (FES) 2024, qui détaille des trajectoires possibles vers la neutralité carbone à l’horizon 2050. Le rapport passe des « scénarios » aux « trajectoires », en se concentrant sur des chemins plus ciblés vers le net zéro.

En 2024, trois trajectoires sont explorées : Transition Holistique, Engagement Électrique, et Évolution Hydrogène. L’ESO inclut aussi une trajectoire « contrefactuelle » qui n’atteint pas la neutralité carbone d’ici 2050.

La trajectoire nécessitant la plus grande flexibilité du réseau (Transition Holistique) implique le rythme le plus rapide de déploiement du stockage par batterie : 27 GW d’ici fin 2029, soit 23 GW à installer dans les cinq prochaines années.

Or, le rythme de développement ralentit. Le premier semestre 2024 a enregistré la plus faible capacité opérationnelle nouvelle depuis 2022, avec seulement 370 MW, en raison de retards sur plusieurs projets. En tenant compte de ces retards dans la prévision à cinq ans de Modo Energy, la capacité en 2029 atteindrait 20 GW, soit en dessous des trois trajectoires net zéro définies par l’ESO.

Découvrez la dernière version du FES et les implications pour les batteries ici.

Les différences régionales commencent à se refléter dans l’exploitation et les revenus des batteries

141 unités individuelles réparties à travers la Grande-Bretagne constituent les 4,1 GW de capacité de stockage par batterie actuellement en service. La diversité géographique croissante de ce parc révèle des tendances régionales en matière d’exploitation et de revenus.

Les zones Grid Supply Point (GSP) servent habituellement à localiser un point sur le réseau, mais ce sont surtout les frontières de transport où se trouve la batterie qui importent. Ce sont ces frontières (et les contraintes qui peuvent y survenir) qui déterminent la majorité des activations locales dans le Balancing Mechanism.

L’utilisation d’une batterie dans le Balancing Mechanism dépend de son côté par rapport à une frontière. En période de contrainte, les batteries du côté production peuvent être réduites via des offres, tandis que celles du côté demande peuvent être augmentées.

Depuis mars 2024, les batteries situées dans les régions contraintes du nord de l’Écosse, de Londres et de la zone B15 inférieure ont généré en moyenne des revenus supérieurs à l’indice GB BESS. Cependant, une différence croissante apparaît selon la durée.

Envie d’en savoir plus ? L’article complet est disponible pour les abonnés Benchmarking Pro GB ici.

Les facteurs de dépréciation du stockage par batterie vont augmenter dans le Capacity Market

Plus tôt cet été, l’ESO a proposé une nouvelle méthodologie pour le calcul des facteurs de dépréciation des batteries sur le marché de capacité. Cette évolution vise à adopter une approche « EFC » (Equivalent Firm Capacity) à l’échelle de la flotte, afin de mieux refléter l’apport global des batteries lors des épisodes de tension sur le réseau.

Ce passage à la méthode « scaled » augmente les facteurs de dépréciation pour presque toutes les durées de stockage par rapport à l’ancienne méthode. Si les prix restent stables, les batteries pourraient ainsi gagner 29 % de valeur supplémentaire sur le marché de capacité par rapport aux dernières enchères.

Toutefois, malgré cette hausse, les facteurs de dépréciation resteraient au deuxième niveau le plus bas depuis le lancement du Capacity Market, en raison de la durée limitée des batteries.

Les restrictions de taux de montée pourraient disparaître avec la réforme des règles de réponse en fréquence

En juillet, l’ESO a consulté sur des évolutions du panel de services de réponse dynamique en fréquence. Si elles sont adoptées, ces modifications affecteront Dynamic Containment, Dynamic Moderation et Dynamic Regulation.

Le principal changement proposé est la suppression des restrictions de taux de montée maximum pour les batteries sous contrat en fréquence. Ces limites restreignent la rapidité avec laquelle les batteries peuvent inverser leur puissance par rapport à leur contrat, ce qui peut leur coûter jusqu’à 12 % des revenus de trading aujourd’hui.

Parmi les autres propositions de l’ESO :

• Des directives plus strictes sur la gestion de l’état énergétique
• De nouvelles pénalités pour non-livraison
• Des exigences accrues en matière de données opérationnelles pour les unités hors BMU
• La possibilité d’envoyer des instructions de désarmement/réarmement en dehors des périodes contractuelles
• Une augmentation de la taille maximale des contrats à 100 MW
• Une zone morte nulle pour les unités non limitées en durée
• La possibilité de rémunérer directement les fournisseurs secondaires

L’ESO et l’Ofgem examineront les réponses à la consultation et, si elles sont approuvées, les changements entreront en vigueur en novembre 2024.

Pour plus de détails, consultez l’article complet ici.

Conception finale de Quick Reserve annoncée : lancement prévu en novembre

L’ESO a dévoilé la conception finale du service Quick Reserve, dont le lancement est prévu pour novembre 2024. Il s’agit de la deuxième initiative visant à garantir une réserve ferme à l’avance, après la Balancing Reserve lancée en mars 2024.

Quick Reserve vise à fournir une réponse rapide pour gérer les déséquilibres du réseau liés à la variabilité de la production renouvelable. Les batteries du Balancing Mechanism peuvent déjà fournir ce service, mais le contractualiser à l’avance offrira à l’ESO une meilleure visibilité sur ses réserves disponibles.

Grâce à des temps de montée de 1 minute, seules les batteries et le stockage par pompage peuvent fournir le service dans les deux sens. Les énergies renouvelables comme l’éolien pourraient fournir la réserve négative.

Les batteries assurent aujourd’hui 1,9 GW de réponse en fréquence et de réserve dans chaque direction, soit près de la moitié du volume total installé. Le service Quick Reserve ajoutera au moins 300 MW de services auxiliaires supplémentaires pour les batteries dès novembre 2024, réduisant ainsi la capacité non réservée.

Le lancement du service pourrait entraîner une hausse temporaire des prix des services auxiliaires. Cependant, le pipeline important de nouveaux projets de stockage devrait limiter la durée de cette hausse.

En savoir plus sur ce nouveau service dans l’article complet ici.

Publication de la version 3.1 de la prévision de revenus Modo BESS

En juillet, nous avons publié la version 3.1 de la prévision de revenus pour le stockage par batterie de Modo Energy. Cette mise à jour intègre la Balancing Reserve et la Generation TNUoS par défaut, supprime les restrictions de taux de montée en fréquence et inclut une actualisation trimestrielle des prix des commodités.

Les abonnés GB BESS Outlook peuvent découvrir l’impact de ces changements sur les revenus prévisionnels dans l’article ici.

Un webinaire a également été organisé après le lancement, durant lequel Robyn et Wendel ont présenté les nouveautés du modèle de prévision V3. Regardez le replay complet ci-dessous.

Et... Ben Guest de Gresham House rejoint Quentin dans le podcast pour parler des tolls

En juin, Gresham House et Octopus Energy ont annoncé la signature d’un contrat de tolling de deux ans portant sur 568 MW/920 MWh de capacité de stockage par batterie. Il s’agit du premier accord de ce type sur le marché britannique, garantissant un revenu sécurisé pour le fonds Gresham House Energy Storage.

Ben Guest, directeur général New Energy & Fund Manager chez Gresham House Energy Storage Fund, a rejoint Quentin dans le podcast Transmission en juillet pour revenir sur ce partenariat.