Tout au long du mois de septembre, nous avons étudié les perspectives de développement futur, le stockage d’énergie par batterie en co-localisation, l’impact des grandes batteries sur les revenus, ainsi que la rentabilité des systèmes BESS longue durée. Nous avons également analysé comment le Balancing Mechanism a contribué au revenu journalier le plus élevé depuis octobre 2023. Nous revenons aussi sur les performances des taux de saut en 2024 et d’autres tendances clés du secteur des batteries cette année.
Voici un résumé rapide des principaux enseignements issus des recherches de septembre.
Résumé de septembre
- Les revenus issus du Balancing Mechanism ont été un facteur clé du plus haut revenu journalier pour les BESS en septembre depuis octobre 2023.
- Bien que septembre ait enregistré le revenu journalier le plus élevé depuis près d’un an, il s’agit du quatrième mois le plus rémunérateur de 2024 à ce jour.
- Les taux de saut pour les actions énergétiques dans le Balancing Mechanism sont passés de 90 % en 2023 à 76 % en août 2024, même si les actions signalées par le système restent en retrait.
- Le webinaire du Balancing Programme de NESO au T3 a mis en avant les prochaines évolutions de la gestion des contraintes et de l’optimisation de la répartition des batteries.
- D’ici 2030, la baisse du Capex des batteries devrait les rendre plus compétitives que l’hydroélectricité par pompage pour des durées allant jusqu’à 10 heures.
- Nous pourrions voir notre première batterie de 300 MW dès l’année prochaine. Les grandes batteries de plus de 300 MW sont soumises à des restrictions de taux de montée qui limitent leur flexibilité de trading, mais elles peuvent compenser cela en effectuant moins de transactions, mais sur des durées plus longues.
- Pour les batteries déjà en service en Grande-Bretagne, la dégradation moyenne est de 4 % après 365 cycles, certains systèmes atteignant jusqu’à 11 % de perte.
- Dans le cadre de CfD AR6, 1,4 GW de stockage batterie doit être co-localisé avec des projets renouvelables ayant remporté des contrats, soit la plus grande capacité à ce jour.
- Tout au long de 2024, nous avons observé un lien renforcé entre les revenus des BESS et la production éolienne. La fréquence des prix négatifs de l’électricité augmente en raison de la production renouvelable subventionnée, avec une prévision de 1 000 heures de prix négatifs d’ici 2027.
Les revenus du Balancing Mechanism, moteur du plus haut revenu journalier BESS depuis octobre 2023
Le mardi 10 septembre, les batteries ont généré 97 000 £/MW/an. Il s’agit du revenu journalier le plus élevé depuis octobre 2023. Comme en août, cette performance est due à l’augmentation des revenus issus du Balancing Mechanism. Les batteries ont gagné 38 000 £/MW/an ce jour-là grâce aux offres de dispatch.
Des prix de gros faibles ont incité les batteries à importer de l’électricité lors des périodes de faible demande. Cependant, ces dispatchs ont été inversés par le Balancing Mechanism pour compenser la limitation de production éolienne élevée en Écosse. Les batteries ont fourni 1,9 GWh d’offres en milieu de journée, générant des revenus sur l’écart entre le coût d’importation sur le marché de gros et le prix de l’offre.
Lisez l’article complet pour découvrir comment une batterie a gagné 2,5 fois plus que la moyenne de la flotte, ici.
La baisse du Capex accélère le développement des batteries sur les 15 prochaines années
Dans le cadre des perspectives BESS pour le T3 2024, nous avons analysé en septembre l’évolution de la rentabilité des batteries de différentes durées et les limites pratiques du rythme de développement.
La rentabilité des nouvelles batteries évoluera à partir de 2028, suite à un bond de 5x de la capacité installée de batteries deux heures, combiné à une baisse du Capex.
Nous prévoyons que la baisse du Capex sera la plus marquée pour les batteries longue durée, leur coût étant davantage lié aux cellules, dont les prix chutent le plus rapidement.
Avec l’augmentation de la capacité renouvelable dans les trois prochaines années, les opportunités de trading entre jours vont croître, donnant un avantage aux batteries longue durée. Cela renforce la rentabilité du stockage longue durée, dont nous anticipons la construction à un rythme de 3 GW/an jusqu’en 2040.
Découvrez comment la baisse du Capex pour les batteries longue durée améliore les perspectives d’investissement au-delà de quatre heures par rapport aux batteries deux heures ici.
(La mise à jour v3.2 des prévisions GB sera publiée en octobre 2024, avec des ajustements sur le développement à long terme.)
BESS va-t-il surpasser les autres technologies longue durée ?
En plus d’analyser l’effet de la réduction du Capex sur le développement, nous avons mené une analyse approfondie de l’impact sur le stockage longue durée.
La définition du stockage longue durée, selon le ministère britannique de la Sécurité énergétique et de la Neutralité carbone, est de 6 heures ou plus – un segment actuellement dominé par l’hydroélectricité par pompage. Cependant, avec la baisse du coût des batteries, nous prévoyons une forte augmentation des batteries avec 6 à 8 heures de capacité.
Le coût du Capex pour les BESS dépend bien plus de la durée que pour l’hydroélectricité par pompage. Les projets longue durée nécessitent plus de cellules, principal poste de coût. Ainsi, l’hydroélectricité par pompage reste aujourd’hui moins chère pour des durées supérieures à 6 heures.
Cependant, la baisse du coût des cellules pourrait bouleverser la donne. D’ici 2030, nous estimons que les batteries deviendront plus compétitives pour des durées allant jusqu’à 10 heures.
Lisez l’article complet pour comprendre pourquoi nous anticipons une accélération du développement des batteries jusqu’à 8 heures de durée ici.
Comment évoluent les revenus pour les batteries de plus de 300 MW ?
Au-delà de la rentabilité du stockage longue durée, nous avons examiné l’impact des grandes batteries (puissance supérieure à 300 MW) sur les revenus.
Les premières batteries de plus de 300 MW pourraient entrer en service dès l’an prochain, avec des systèmes allant jusqu’à 1 GW attendus d’ici 2027. Ces batteries subissent des restrictions de taux de montée, pouvant réduire leurs revenus de marché de gros par MW.
Ces restrictions visent à garantir la stabilité du réseau, mais limitent la quantité d’énergie négociable, surtout lors de dispatchs courts. Toutefois, les grandes batteries peuvent minimiser cet impact en effectuant moins de transactions, mais sur des durées plus longues.
L’analyse de septembre montre qu’ainsi, une batterie de 1 GW pourrait ne gagner que 3 % de moins en revenus de trading de gros par MW qu’un système de 300 MW.
Pour en savoir plus sur l’effet de ces grandes batteries sur les prix et leur dispatch dans le Balancing Mechanism, consultez l’article complet ici.
Taux de saut : quelles améliorations pour les BESS en 2024 ?
Les taux de saut pour les batteries dans le Balancing Mechanism se sont améliorés en 2024, mais pas pour tous les types d’actions. Les actions énergétiques sont passées de 90 % fin 2023 à 76 % en août. Cependant, les progrès sur les actions signalées par le système restent en retrait, créant un écart de 18 %.
Les actions de contrainte ne sont actuellement pas dispatchées via la plateforme Open Balancing Platform et reposent encore sur des processus manuels hérités.
Lisez l’article complet pour voir comment les taux de saut varient selon les batteries ici.
Webinaire de septembre : évolutions clés pour les BESS dans le Balancing Programme à partir du T3 2024
Le jeudi 26 septembre, NESO a organisé sa mise à jour trimestrielle du Balancing Programme. Le webinaire a récapitulé les changements et améliorations apportés au programme entre juin et août.
Août a enregistré le plus grand volume de batteries dispatché via OBP, et le plus élevé jamais mesuré. En août, la salle de contrôle a dispatché 81 GWh de batteries, dont 73 GWh via l’OBP.
Pour en savoir plus sur les autres évolutions du Balancing Programme, notamment la gestion des contraintes, le dispatch des batteries et la transition vers un optimiseur national, consultez l’article complet.
Dégradation : quel impact sur le stockage batterie en 2024 ?
On nous interroge souvent sur la dégradation des batteries existantes. Il n’existe actuellement aucune donnée publique sur la dégradation des batteries en Grande-Bretagne. Nous avons donc analysé les données de production mesurées pour estimer la perte de capacité énergétique au fil du temps.
Selon ces données, les batteries ont perdu en moyenne 4 % de capacité après 365 cycles.
En général, la dégradation des batteries est conforme aux attentes du secteur. Plus il y a de cycles, plus la dégradation est importante. Cependant, certaines batteries se dégradent un peu plus vite (jusqu’à 11 % après 365 cycles), d’autres plus lentement.
Des facteurs comme le taux de cyclage, la profondeur moyenne de décharge et la puissance de décharge influencent la dégradation.
Avec des batteries cyclant et se déchargeant plus que jamais, découvrez dans l’article complet l’impact de ces facteurs sur la dégradation ici.
La co-localisation de batteries atteint 1,4 GW lors du dernier tour CfD de septembre
Dans le cadre de CfD AR6, 9,6 GW de projets renouvelables ont remporté des contrats, y compris certains ayant déjà gagné lors de précédents tours. Les batteries ne peuvent pas participer directement au CfD, mais nous estimons que 1,4 GW de stockage batterie sera co-localisé avec ces projets lauréats.
Suite à l’attribution record de 3,3 GW de solaire, 1 GW de batteries pourrait être co-localisé avec ces projets. Les 400 MW restants devraient être co-localisés avec de l’éolien.
L’article complet détaille les propriétaires ayant remporté des contrats et les sites prévoyant la co-localisation. Les abonnés Modo peuvent aussi télécharger la base de données des batteries co-localisées. Tout cela est disponible ici.
Pourquoi les prix négatifs apparaissent-ils et pourquoi vont-ils continuer à augmenter ?
On a déjà comptabilisé plus de 150 heures de prix négatifs en Grande-Bretagne en 2024, contre 107 heures en 2023 et seulement 29 en 2022. Cette tendance devrait se poursuivre jusqu’en 2027, où l’on pourrait atteindre 1 000 heures de prix négatifs.
Cette hausse s’explique par la croissance de la capacité de production subventionnée et insensible au prix. 80 % de la capacité renouvelable actuelle n’a pas d’incitation à s’arrêter à 0 £/MWh.
La capacité totale de ces générateurs devrait continuer de croître jusqu’en 2027, ce qui signifie que la fréquence des périodes à prix négatif augmentera également jusqu’à cette date. Ensuite, la combinaison du retrait du nucléaire, de la fin des subventions et de la hausse de la demande inversera la tendance.
L’article complet explique en détail la dynamique des prix négatifs, notamment le rôle croissant des interconnexions, à lire ici.
Enfin – BESS en Grande-Bretagne : dix tendances clés en 2024
Le salon annuel Solar & Storage Live s’est tenu fin septembre. Notre responsable marchés, Wendel, y a présenté les dix grandes tendances du stockage batterie en Grande-Bretagne en 2024.
Lors de sa présentation, Wendel a abordé des tendances comme :
- La baisse du Capex et son impact sur l’investissement batterie
- Le développement du stockage et l’arrivée prochaine de grandes batteries
- L’évolution des stratégies de revenus et leur lien avec la production éolienne
- Et bien d’autres encore
Si vous l’avez manqué, retrouvez la présentation complète en article sur notre plateforme.
Dans le podcast, Sarah Honan évoque la tarification géographique et l’énergie décentralisée
Les sujets Transmission du mois ont porté sur l’impact de la transition énergétique sur les batteries dans le Capacity Market et le débat entre tarification zonale et nationale. Nous avons également abordé la pénurie de talents dans l’énergie et un panorama du gaz naturel et de son lien avec les prix de l’électricité.
Sarah Honan, responsable des politiques à l’Association for Decentralised Energy, a échangé avec Ed Porter sur la tarification zonale vs nationale et sur les leviers d’une flexibilité de la demande réussie.
Autres sujets abordés en septembre :
- Lisa Waters, fondatrice de Waters Wye Associates, sur la manière d’optimiser l’impact des batteries dans le Capacity Market, les changements réglementaires nécessaires et la complexité de leur mise en œuvre au Royaume-Uni.
- Seb Kennedy, rédacteur en chef d’Energy Flux, décrypte les marchés mondiaux du gaz naturel et le rôle évolutif du gaz dans la décarbonation de l’énergie.
- David Hunt, PDG d’Hyperion Executive Search, évoque la pénurie de talents dans les énergies renouvelables et les axes de développement pour la filière dans la prochaine décennie.
