Ofgem a clairement exprimé ses attentes pour la première fenêtre LDES : des projets qui maximisent les bénéfices pour les consommateurs sans dépendre de leur seuil plancher. Il a l’intention de soutenir 11 batteries lithium-ion dans la première fenêtre cap-and-floor, de 8 à 18 heures, et a attribué les meilleures notes aux batteries de plus longue durée, selon l’évaluation économique. Ce qu’il n’a pas publié, ce sont les chiffres derrière ces notes, dont les développeurs auront besoin pour la prochaine fenêtre.

Ofgem a évalué le dispositif comme une bonne affaire pour les consommateurs, sur la base de ses prévisions de revenus. Ofgem s’attend à ce que les paiements cap-and-floor soient « globalement neutres dans le temps sur les factures », tandis que les projets de stockage réduisent les coûts du système. En pratique, les consommateurs bénéficient des avantages des batteries LDES sans rien payer de plus via ce dispositif. Le seuil plancher rend cela possible en sécurisant le financement du projet.

En partant de la prévision de Modo Energy, une batterie de n’importe quelle durée reste au-dessus de son plancher si elle est construite pour 1,5 million £/MW ou moins. Notre enquête sur les capex des batteries à durée plus courte d’aujourd’hui montre que seuls les projets les plus courts de la Fenêtre 1 passent sous ce seuil. Cependant, des batteries de plus longue durée construites à des coûts similaires à ceux de l’enchère MACSE en Italie, ou moins, passent le seuil à toutes les durées.

Si le dispositif cap-and-floor LDES est un succès, la question pour les prochaines fenêtres sera jusqu’où aller. Cela nécessite un plan plus clair de la part d’Ofgem (et du NESO) sur ce qu’il souhaite construire, et où.

Pourquoi cela compte pour les investisseurs

Le parc britannique de 8,2 GW de batteries a été construit sans subventions ni dispositifs d’incitation. Les développeurs ont choisi les projets avec les meilleurs rendements, ce qui a abouti à un parc de batteries de courte durée.

Le dispositif cap-and-floor est une voie différente, et un possible tournant pour le stockage au Royaume-Uni. Son plancher réduit le coût de l’emprunt, et les projets soutenus sont choisis par Ofgem d’abord pour leur valeur pour le système et les consommateurs, les rendements financiers étant considérés comme un filtre et non comme l’objectif. Les investisseurs qui envisagent une deuxième fenêtre doivent comprendre ce qu’Ofgem valorise, et les critères à remplir pour les projets.

Comment Ofgem a sélectionné les projets

Ofgem a commencé par évaluer la valeur de chaque projet pour le système, ce qu’il appelle l’Évaluation Économique. Le ratio bénéfice-coût pèse pour 40 %, la sécurité d’approvisionnement pour 19 %, la limitation des curtailments renouvelables pour 15 % et l’opérabilité du système pour 12 %. Trois mesures plus petites complètent le reste.

Il a ensuite ajusté ce classement de deux manières. Une Évaluation Financière a rétrogradé les projets présentant un risque matériellement élevé de dépendre de leur seuil plancher. Une Évaluation Stratégique a vérifié la faisabilité et la robustesse du classement de chaque projet selon différents scénarios.

Les projets de 16 à 18 heures obtiennent en moyenne 97,2, contre 71,5 pour ceux de 8 à 12 heures. La sécurité d’approvisionnement et la limitation du curtailment expliquent la majeure partie de cet écart. Les projets plus courts n’obtiennent de meilleurs scores que sur l’opérabilité du système.

En termes de rapport qualité-prix, les groupes de 16 à 18 heures et de 8 à 12 heures sont proches, à 33,9 et 31,4. Le ratio bénéfice-coût d’Ofgem divise le bénéfice système de chaque projet par ses propres coûts déclarés, donc le fait que les projets de plus longue durée suivent le rythme suggère qu’ils prévoient de construire bien en dessous des coûts actuels.

L’Évaluation Financière a ensuite dépriorisé certains projets. Deux projets à air liquide, classés 10e et 11e sur le plan économique, ont été rétrogradés, tout comme dix projets à flux de vanadium et deux stations de pompage-turbinage. Les 11 projets lithium-ion ont tous été retenus.

La direction prise par Ofgem est claire. S’appuyant sur les recommandations de capacité du NESO, il note que la modélisation de la capacité montre « une préférence pour les actifs de plus longue durée dans un premier temps ». Ce qu’il n’a pas publié, c’est combien de temps de plus, ni la valeur de chaque heure supplémentaire.

Ce que gagnent les batteries

Une batterie de 200 MW, 2 GWh (10 heures) dans le nord de l’Écosse rapporte en moyenne 216 000 £/MW/an entre 2030 et 2049, selon la prévision centrale de revenus de Modo Energy. À 4 GWh (20 heures), elle rapporte 262 000 £/MW/an : 20 % de plus pour deux fois la capacité énergétique.