Les frais d'utilisation du réseau de distribution (DUoS) peuvent amener les batteries à payer ou à être rémunérées pour leur connexion au réseau selon les régions, tout comme d'autres frais de réseau. Les batteries peuvent générer des revenus uniquement grâce aux DUoS, presque équivalents à ceux obtenus sur les marchés de l'énergie, lorsqu'elles sont connectées en basse tension dans des zones proches de la demande.

Mais comment ces frais sont-ils calculés, où apportent-ils le plus de valeur et comment optimiser le pilotage des batteries pour maximiser les revenus DUoS ?

Les frais DUoS comprennent une redevance fixe de capacité et des frais variables sur l'énergie

Les frais DUoS sont payés par les producteurs et consommateurs raccordés au réseau de distribution auprès de l'opérateur de réseau de distribution (DNO). Ils servent à couvrir les coûts liés à la maintenance du réseau. Les montants varient selon les 14 régions DNO, mais la méthodologie de calcul reste la même.

Les frais se composent de trois éléments, qui varient selon le type d'actif et la tension de connexion :

• Une redevance fixe - représentant moins de 1% du montant total.
• Une redevance fixe de capacité - basée sur la puissance nominale de la batterie.
• Des frais variables par unité d'énergie - séparés en frais d'importation et d'exportation.

Les frais énergétiques sont modulés selon le moment de la journée, étant les plus élevés lors des pics de demande. Les batteries paient pour importer, mais sont rémunérées pour exporter.

Les batteries importent généralement lors des périodes où les tarifs sont faiblement positifs, et exportent lors des périodes où les tarifs sont fortement négatifs. Cela signifie que le solde total des frais énergétiques s'équilibre en un paiement. Les exploitants peuvent exporter davantage d'énergie pendant les périodes « bande rouge » lucratives pour maximiser ce paiement d'exportation.

Le montant total facturé à une batterie dépend de l'équilibre entre la redevance de capacité fixe et le paiement de l'énergie exportée. Pour une batterie haute tension optimisée sans tenir compte des DUoS dans les Midlands, ces deux frais s'annulent presque, aboutissant à un paiement net de seulement 700 £/MW/an.

Les batteries paient ou reçoivent davantage selon les régions où l'équilibre entre ces frais est plus déséquilibré. En Écosse du Nord, par exemple, une forte redevance de capacité n'est pas compensée par le paiement énergétique. Cela conduit à un coût net de 50 000 £/MW/an. Les exploitants de batteries doivent alors intégrer les DUoS dans leurs décisions de pilotage pour minimiser ces coûts.

Nous avons compilé ces frais pour tous les DNO dans un tableau téléchargeable à la fin de cet article.

Les exploitants de batteries peuvent maximiser la valeur DUoS sans sacrifier la valeur de trading

Pour maximiser la valeur des DUoS, les exploitants peuvent prendre en compte les tarifs DUoS dans leurs décisions de pilotage, en décalant les importations sur les périodes « bande verte » et les exportations sur les périodes « bande rouge ». Si l'optimisation vise à maximiser les revenus DUoS, une batterie de deux heures connectée en basse tension pourrait générer jusqu'à 37 000 £/MW/an de revenus DUoS rien qu'en Angleterre du Sud-Est.

Pour une batterie adoptant une stratégie purement marchande, cela ne signifie généralement pas renoncer à des opportunités de trading, car les plages horaires DUoS coïncident avec le profil des prix de gros. En 2023, 73 % des prix de pointe sont survenus pendant la bande rouge, quand les frais d'exportation sont les plus élevés, et 70 % des prix les plus bas durant la bande verte, quand les frais d'importation sont les plus faibles.

Cela implique qu'une batterie suivant une stratégie de trading optimale maximiserait également ses paiements DUoS plus d'un jour sur deux. En pratique, les exploitants doivent tenir compte à la fois des tarifs DUoS et des opportunités de marché lors des décisions de pilotage. Ils percevront probablement des revenus DUoS inférieurs à ce maximum. Cette optimisation peut être modélisée pour un site donné via une simulation personnalisée.

Les batteries de plus longue durée, connectées en basse tension, bénéficient de meilleurs tarifs

Les frais annuels varient fortement selon les configurations de batteries et les régions. Une batterie de deux heures en basse tension dans le Sud-Est de l'Angleterre recevrait 16 000 £/MW/an. Une batterie d'une heure en haute tension dans l'Est des Midlands paierait 16 000 £/MW/an.

Les batteries de courte durée paient des frais énergétiques plus faibles, car elles exportent moins lors des périodes rouges où les tarifs négatifs sont les plus élevés. Le paiement d'exportation d'énergie pour ces batteries compense moins souvent les frais de capacité. En moyenne, une batterie de deux heures et deux cycles paiera deux fois moins qu'une batterie d'une heure et un cycle.

Les batteries connectées en basse tension bénéficient également de meilleurs tarifs DUoS. Elles reçoivent en moyenne un paiement de 6 000 £/MW/an, contre un coût de 8 000 £/MW/an pour les actifs en haute tension. Cela s'explique par le fait que les frais énergétiques moyens pour les actifs basse tension sont presque deux fois plus élevés que pour ceux en haute tension, tandis que les frais de capacité sont 70 % plus faibles.

Les batteries sont souvent raccordées au réseau de distribution en très haute tension (EHV) et bénéficient de tarifs DUoS personnalisés. Ces tarifs sont calculés de façon similaire à ceux des batteries connectées à des tensions plus faibles, mais avec une seule plage horaire « super rouge », correspondant aux soirées hivernales en semaine, lorsque les batteries sont susceptibles de décharger. Les tarifs ne sont pas publiés dans toutes les régions, mais là où c'est le cas, les batteries sont toujours redevables en raison de frais de capacité élevés. En moyenne, ce coût est de 4 000 £/MW/an.

Les frais DUoS augmentent pour les batteries

Les coûts totaux DUoS ont augmenté au fil du temps. Pour les batteries haute tension, ils ont crû en moyenne de 8 000 £/MW/an entre 2021 et 2025.

Une batterie située au nord du Pays de Galles aurait perçu 10 000 £/MW de DUoS en 2021, mais devra payer 3 000 £/MW en 2025.