Depuis 2019, National Grid ESO a lancé plusieurs appels d'offres « pathfinder » pour l'achat de services de puissance réactive. Dans cet article, nous examinons de plus près ces appels d'offres et le rôle qu'ont joué les batteries.

Pour en savoir plus sur la puissance réactive, consultez notre récent article explicatif.

Alerte spoiler

• Les batteries sont capables de fournir des services de puissance réactive, et plusieurs batteries ont participé à ces appels d'offres pathfinder.
• Des appels d'offres très localisés peuvent offrir un revenu à long terme pour des sites bien situés.
• Cependant, comparés au reste des revenus du stockage d'énergie par batterie, ces revenus restent faibles.

Pourquoi la puissance réactive est-elle importante ?

La tension est étroitement surveillée sur les réseaux électriques afin de garantir la continuité de l'alimentation. À mesure que nous décarbonons et décentralisons notre système énergétique, le réseau d'actifs énergétiques distribués croît, rendant la gestion de la tension de plus en plus complexe.

De fortes variations de la demande et de la production, les pertes en transmission, ainsi que des niveaux élevés de capacité ou d'inductance sur le réseau provoquent des instabilités de tension. Pour garantir un fonctionnement sûr et sécurisé du réseau, l'ESO gère la tension dans les limites légales. La puissance réactive est un outil essentiel pour la gestion de la tension.

Le coût de gestion de la tension a augmenté ces dernières années, comme le montre la figure 1 (ci-dessous). Les coûts ont doublé entre avril-août 2019 et la même période cette année, atteignant 117 millions £.

Comme la tension peut varier significativement selon la localisation, certaines régions nécessitent davantage de gestion que d'autres. La figure 2 (ci-dessous) montre que l'ESO a dépensé plus de 90 millions £ pour la gestion de la tension depuis avril 2019 dans les East Midlands et le nord-ouest de l’Angleterre. Sur les 12 derniers mois (août 2021 - août 2022), le coût total à travers la Grande-Bretagne a atteint 320 millions £.

Quels sont les marchés de la puissance réactive ?

Historiquement, le National Grid ESO répondait à ses besoins en puissance réactive grâce aux grands générateurs thermiques traditionnels. Les générateurs sont tenus par le code du réseau de varier la puissance réactive de leur production via le service Obligatory Reactive Power Service (ORPS). Un second marché, l'Enhanced Reactive Power Service (ERPS), existe pour ceux capables d’offrir des capacités supplémentaires. Pour cela, l’ESO organise un appel d’offres tous les six mois.

Ces dernières années, alors que l’ESO vise un système zéro carbone, les batteries ont commencé à fournir des services supplémentaires de puissance réactive. Le site Kings Barn de Zenobē Energy a été le premier à fournir de la puissance réactive via le projet Power Potential en avril 2020, via le réseau de distribution. En tant qu’actifs connectés au réseau de transport, les batteries Oxford Superhub et Kemsley de Pivot Power doivent fournir des services de puissance réactive. Les batteries ont également participé aux dispositifs High Voltage Pathfinder.

High Voltage Pathfinders

Ces dispositifs ont donné lieu à trois appels d’offres entre 2019 et 2022, pour des services d’absorption de puissance réactive. Les services étaient achetés par région, en raison de la nature localisée des fluctuations de tension. Plus précisément, les régions de Mersey, du nord-est de l’Angleterre et du West Yorkshire – voir figure 3 (ci-dessous).

Les appels d’offres ont abouti à cinq contrats de puissance réactive, résumés dans le tableau 1 (ci-dessous).

• Nous avons observé 23 offres de batteries lors de l’appel d’offres Mersey Long Term. Elles provenaient de Zenobē Energy, Arenko, Shaw-Energi Ltd et ScottishPower Renewables.
• Zenobē Energy, Pivot Power et UKPA Energy ont participé à l’appel d’offres Pennines suivant.
• La seule offre de batterie retenue était celle de la batterie Capenhurst 100 MW de Zenobē. Les autres batteries ont été rejetées principalement pour des raisons économiques – avec des offres de 65 £/SP (par période de règlement) en moyenne, contre 15 £/SP pour Capenhurst.
• Les autres offres gagnantes provenaient de National Grid Electricity Transmission (NGET).
• Les appels d’offres précisaient que le cumul d’autres services d’équilibrage est autorisé, « à condition que cela n’affecte pas la capacité du fournisseur à assurer les services de puissance réactive contractés en cas d’instruction ». Ceci est particulièrement pertinent pour les systèmes de stockage d’énergie par batterie.

À l’avenir, on peut s’attendre à voir davantage de ces appels d’offres. National Grid ESO a lancé une demande d’informations en mai et juin 2022, afin d’étudier la faisabilité d’un appel d’offres pour des services supplémentaires d’absorption de puissance réactive entre 2023 et 2026. Les résultats devraient être publiés prochainement.

Étude de cas : le BESS Capenhurst 100 MW de Zenobē 

Capenhurst est un système de stockage par batterie de 100 MW, connecté directement à 275 kV au réseau de transport à Chester. Le site fournira 38 MVAr d’absorption de puissance réactive sur neuf ans, générant 3,1 millions £ sur la durée du contrat.

Le service devait démarrer en avril 2022. L’objectif de Zenobē est de cumuler « plusieurs services de puissance active, de capacité et de tension » pour maximiser la valeur, conformément aux règles de l’appel d’offres.

Comment ces revenus se comparent-ils à la référence Modo ?

Le contrat Capenhurst prévoit un paiement de disponibilité de 15 £ par période de règlement, soit l’équivalent de 0,39 MVAr/h. En supposant que le service de puissance réactive de Capenhurst soit pleinement opérationnel depuis le 1er avril 2022, la figure 4 (ci-dessous) compare les revenus du service de puissance réactive de Capenhurst avec ceux des services de puissance active sur la même période. Les revenus sont annualisés et supposent que 38 MVAr sont rémunérés pour chaque 100 MW de disponibilité ailleurs.

L’appel d’offres de puissance réactive équivaut à 2 628 £/MW/an pour une batterie de 100 MW fournissant 38 MVAr. Cela ajoute 1 à 2 % au revenu de référence pour la période avril 2022-août 2022. Cependant, ces mois ont enregistré les revenus les plus élevés jamais vus pour le stockage (voir par exemple nos articles mensuels de benchmarking). Il est donc probable que cette part augmente à l’avenir.

Comparé aux services auxiliaires (où la volatilité des prix est toujours un facteur), les paiements de disponibilité pour la puissance réactive sont garantis dans le contrat Capenhurst – tant que la batterie reste disponible à au moins 90 %. La puissance réactive peut donc constituer un complément modeste mais stable à un portefeuille de revenus, offrant des revenus à long terme – complétés par des services plus rémunérateurs sur le marché de gros et dans d’autres services de réponse en fréquence.

Points clés à retenir

• La puissance réactive est un outil crucial pour maintenir la tension de notre réseau de transport dans des limites sûres.
• Alors que les coûts de gestion de la tension augmentent en raison de la complexité croissante du système, il est nécessaire de trouver des solutions innovantes, via différents types d’actifs capables de générer et d’absorber la puissance réactive.
• Les systèmes de stockage d’énergie par batterie sont particulièrement bien placés pour offrir des services de puissance réactive – s’ils sont situés au bon endroit !

Les batteries ont constitué une part importante des appels d’offres High Voltage Pathfinder. Elles peuvent en effet fournir facilement une puissance réactive propre et économique. Si les revenus tirés de ces dispositifs restent faibles par rapport au reste du portefeuille, les services de puissance réactive représentent un flux de revenus supplémentaire à long terme – et une diversification par rapport aux services classiques de réponse en fréquence – pour les actifs idéalement localisés.