Le quatrième trimestre 2023 a été marqué par des évolutions majeures sur le marché britannique du stockage d'énergie par batterie. National Grid ESO a lancé un nouveau logiciel, les stratégies de trading ont évolué pour faire face à la baisse des revenus, et le nombre de cycles a continué d’augmenter.
Quels sont donc les faits saillants des trois derniers mois à retenir absolument ?
1) Le T4 2023 a connu la plus forte hausse trimestrielle de capacité de batteries en service en Grande-Bretagne
419 MW de nouvelles capacités de stockage par batterie sont entrés en exploitation commerciale au T4, portant la capacité totale opérationnelle à 3,5 GW.
- C'est un nouveau record, bien qu'il ne dépasse que de 6 MW le chiffre du T2 2023. Le rythme de déploiement est resté relativement stable au cours des cinq derniers trimestres.
- Selon les tendances historiques, la capacité de stockage par batterie en Grande-Bretagne devrait atteindre entre 5,8 GW et 6,2 GW d'ici fin 2024.
Découvrez-en plus dans notre mise à jour du T4 sur le développement du stockage par batterie :
2) Au moins 3 GW de nouvelles batteries ont des dates de raccordement prévues chaque année à partir de maintenant
Les réformes de la file d’attente de raccordement ont été approuvées en novembre. Le système passe ainsi du « premier arrivé, premier servi » à un modèle basé sur des jalons de réalisation.
- Plus de 3 GW de nouveaux projets de stockage par batterie ont chaque année des dates de raccordement au réseau à partir de 2024. C’est plus du double des 1,5 GW installés en 2023.
- Des défis subsistent pour mener à bien ces projets et National Grid filtrera les projets non viables du registre TEC via sa réforme des raccordements.
- La Grande-Bretagne est en concurrence avec l’UE et les États-Unis pour les ressources : main-d'œuvre qualifiée, entreprises EPC et équipements nécessaires à la réalisation de ces projets.
3) La capacité de batteries non contractées atteint un niveau record
La capacité totale de batteries en service continue d’augmenter, tandis que les volumes d’achats de services de réponse en fréquence restent stables. Résultat : une part croissante de la capacité fonctionne désormais sans contrat, sur les marchés marchands.
- Les nouvelles installations de batteries ont laissé 1,9 GW de capacité non contractée en décembre 2023, soit plus de 50 % du marché.
- Le rythme de développement du stockage par batterie devrait continuer à dépasser les besoins en volume de réponse en fréquence.
- Avec la tendance actuelle, la capacité non contractée pourrait atteindre 4,5 GW d’ici fin 2024.
4) L’Enduring Auction Capability a fait baisser les prix sur tous les marchés de réponse en fréquence
National Grid ESO a lancé l’Enduring Auction Capability (EAC) le 2 novembre. Cela a permis de co-optimiser la prestation de plusieurs services auxiliaires et d’enchérir à des prix négatifs.
- L’amélioration de l’efficacité des enchères a entraîné une baisse moyenne des prix de la réponse en fréquence de 40 % en novembre et de 22 % supplémentaires en décembre.
- Après le grave événement de déviation de fréquence du 22 décembre, l’ESO pourrait revoir à la hausse les volumes de réponse en fréquence à acheter.
Pour en savoir plus sur les raisons de cette baisse des prix liée à l’EAC :
5) Les marchés marchands sont devenus la principale source de revenus pour les batteries
La baisse des prix des services auxiliaires au T4 a poussé davantage d’opérateurs à se tourner vers les marchés de gros et le Balancing Mechanism pour générer des revenus.
- En décembre, 75 % des revenus des batteries enregistrées dans le Balancing Mechanism provenaient des marchés marchands, un record.
- Dans de nombreux cas, les revenus marchands sont complétés par un contrat de Dynamic Frequency Response. Très peu de batteries adoptent une stratégie purement marchande.
6) Les stratégies d’optimisation ont évolué après le lancement de l’EAC
Les stratégies de revenus se sont adaptées à la baisse des revenus de réponse en fréquence, et désormais, tous les actifs sauf ceux de très courte durée sont actifs sur le marché de gros.
- Les systèmes hors Balancing Mechanism axés sur les contrats Dynamic Regulation Low ont été très performants depuis le lancement de l’EAC.
- Certaines batteries enregistrées dans le Balancing Mechanism ont payé pour fournir du Dynamic Regulation High pour la première fois afin d’optimiser leur stratégie.
- Grâce à la co-optimisation, les revenus de réponse en fréquence issus de l’ensemble des services sont désormais mieux répartis entre toutes les batteries.
Pour en savoir plus sur l’évolution des stratégies après le lancement de l’EAC :
7) Les volumes du Balancing Mechanism atteignent un record malgré les problèmes de dispatch groupé
L’Open Balancing Platform a été lancée le 12 décembre, introduisant le dispatch groupé et permettant de transmettre plus d’instructions simultanément aux batteries. Cependant, des problèmes techniques ont entraîné sa suspension pour les batteries dès le 15 décembre. Elle a été réactivée le 8 janvier 2024.
- En décembre, les batteries du BM ont été dispatchées en moyenne à près de 1 GWh par jour, un record principalement dû à l’augmentation des offres.
- Malgré cette hausse, le taux de dispatch « in-merit » est resté à 4 %*. Cela signifie que l’augmentation du volume provient de la disponibilité accrue, et non d’un changement dans les taux de skip.
* Volume dispatché par rapport au volume disponible et « in-merit »
8) Les batteries cyclent plus que jamais pour rechercher des revenus supplémentaires
La baisse des revenus a entraîné des changements dans les stratégies opérationnelles et une plus grande volonté des opérateurs d’augmenter le nombre de cycles. Les systèmes de stockage par batterie ont dépassé pour la première fois une moyenne d’un cycle par jour au T4 2023.
- Cette hausse est principalement due aux batteries d’une heure, qui ont vu leurs cycles quotidiens augmenter de 20 %. Cela s’explique par davantage de trading sur le marché de gros et par certains systèmes adoptant la stratégie Dynamic Regulation High, auparavant réservée aux batteries deux heures.
- Les développeurs devront régulièrement réévaluer les besoins futurs en cycles de leurs sites afin de choisir les garanties de cycle optimales, compte tenu de cette tendance à la hausse.
Pour approfondir le sujet de l’évolution des cycles :
9) L’augmentation des cycles rapporte proportionnellement plus de valeur après la baisse des revenus
Historiquement, l’augmentation des cycles apportait plus de valeur aux batteries, mais la domination du Dynamic Containment avait atténué cet effet. La baisse du prix de ce service change la donne.
- Au T4, les systèmes d’une heure réalisant deux cycles par jour ont généré 10 800 £/MW/an de plus que ceux effectuant un seul cycle quotidien. À comparer à une hausse de 11 100 £/MW/an au T3.
- Mais la baisse des revenus de base fait que l’augmentation en pourcentage liée à plus de cycles progresse : doubler les cycles quotidiens a augmenté les revenus de 38 % pour les batteries une heure en décembre, contre 23 % au T3.
10) Les stratégies de trading privilégient toujours le marché day-ahead plutôt qu’intraday
Les Final Physical Notifications (FPNs) montrent que la plupart des opérateurs optimisent principalement leurs batteries sur le marché day-ahead, même si le marché intraday offre potentiellement de meilleurs rendements.
- Le trading intraday est plus complexe pour capter les meilleurs écarts de prix, et un optimiseur peut ne pas exécuter les transactions idéales en raison de perturbations imprévues du marché ou de l’état de charge.
- Il n’y a pas de stratégie unique optimale, mais les systèmes qui arbitrent à la fois sur les marchés day-ahead et intraday génèrent les meilleurs revenus.
- La majeure partie de la prime provient de la ré-optimisation : avec une prévision parfaite, les revenus pourraient être 80 % plus élevés que sur le seul marché day-ahead, et 34 % supérieurs au seul intraday.
Pour en savoir plus sur le trading intraday :
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