La version 3.1 des prévisions de revenus des batteries Modo Energy vient d'être publiée. Cette mise à jour introduit la Balancing Reserve et le Generation TNUoS comme standards, supprime les restrictions de taux de montée en fréquence et inclut une actualisation trimestrielle des prix des matières premières. De nouvelles stratégies de dispatch sont également introduites grâce à une logique d’optimisation améliorée.

Vous pouvez consulter la liste complète des nouveautés dans notre changelog ici.

Un webinaire a eu lieu le 24 juillet pour présenter les nouveautés de la version 3 du modèle de prévision. Vous pouvez le visionner ci-dessous et accéder aux diapositives ici.

Dans cet article, nous détaillons ces mises à jour et leur impact sur les perspectives futures des revenus des batteries.

Évolutions du modèle et de la méthodologie

Stratégies d’optimisation améliorées sans restriction de taux de montée

Les revenus des batteries sont désormais calculés pour deux stratégies d’optimisation : « focus marchand » et « focus services système ». Celles-ci remplacent les stratégies « uniquement marchand » et « marchand & services système » des versions 3.0 et antérieures.

La nouvelle stratégie « focus services système » prend en compte les revenus futurs du Balancing Mechanism lors des décisions de réponse en fréquence. Cela signifie que le système renonce à des contrats de réponse en fréquence moins rémunérateurs s’il peut obtenir de meilleurs revenus en temps réel via le Balancing Mechanism. À mesure que les taux de dispatch augmentent, cette stratégie devient plus rentable.

L’ESO consulte également actuellement sur des changements des règles de réponse en fréquence visant à supprimer les restrictions existantes sur le taux de montée. Nous avons donc retiré ces restrictions dans notre modèle de dispatch, ce qui permet aux batteries de mieux capter les prix de gros lorsqu’elles sont engagées en réponse en fréquence.

La Balancing Reserve offre une nouvelle source de revenus

La Balancing Reserve a été lancée en mars 2024. Les batteries engagées dans ce service reçoivent une rémunération pour la capacité réservée pouvant être activée via le Balancing Mechanism. La Balancing Reserve a été intégrée aux prévisions avec des prix basés sur les résultats actuels du marché. Elle est proposée comme option dans les décisions d’optimisation des stratégies « focus marchand » et « focus services système ».

Augmentation des taux de dispatch à court terme du Balancing Mechanism, reflétant une meilleure utilisation des batteries

Suite à la mise en place de la règle des 30 minutes en mars 2024, les taux de dispatch des batteries sont passés d’environ 2 % au premier trimestre à 9 % au deuxième trimestre. Cela augmente le volume de dispatch que les batteries devraient recevoir pour un volume disponible donné. Les taux de dispatch dans le modèle ont été relevés entre 2024 et 2026 pour refléter cette amélioration de l’efficacité du dispatch.

Le Generation TNUoS intégré par défaut

Des modifications ont été apportées au Generation TNUoS, payé par les batteries raccordées au réseau de transport, ainsi qu’au tarif Embedded Export, payé par les batteries raccordées au réseau de distribution.

Le Generation TNUoS élargi est désormais inclus par défaut pour les batteries raccordées au réseau de transport, et pour celles raccordées au réseau de distribution de plus de 100 MW. En avril 2024, l’ESO a publié ses prévisions de tarifs de production élargis pour 2025-2029, qui servent de base à la mise à jour des tarifs dans le modèle.

Le facteur de charge annuel (ALF) utilisé est calculé après les trois premières années, en fonction du fonctionnement du site. Cela peut entraîner des variations importantes des charges pour les batteries à longue durée et à cycles élevés.

Les tarifs Embedded Export tiennent désormais compte de la durée des batteries et sont pondérés par un taux de capture basé sur le comportement des batteries lors des périodes triades historiques. Les tarifs ont également été mis à jour suite à la publication de nouvelles prévisions par l’ESO.

Autres évolutions

• Les coûts Capex des batteries ont diminué en moyenne de 30 %, reflétant les évolutions récentes du marché. En conséquence, la capacité de batteries est supérieure de 4 GW en 2045 dans la version 3.1 par rapport à la version 3.0, avec une hausse des systèmes de 6 et 8 heures de durée.
• Les prix du gaz ont été mis à jour avec les dernières courbes à terme, ayant un impact mineur sur les revenus totaux.
• Les facteurs de charge solaire ont été alignés sur l’année éolienne pour mieux tenir compte de la corrélation entre les deux. Cela augmente les spreads sur le marché de gros sur toute la période de prévision et réduit la fréquence des prix négatifs.
• Une optimisation améliorée du parc de batteries permet aux prix de gros de mieux refléter l’impact du stockage. Cela entraîne une hausse des prix de gros dans la deuxième moitié de la prévision, lorsque la capacité totale de batteries est la plus élevée.
• Les revenus des sites hybrides sont désormais séparés entre batterie et solaire, avec les revenus solaires exprimés par MWc.

Perspectives à court terme – 2024 à 2027

Les revenus pour une batterie de 2 heures devraient passer d'environ 60 000 £/MW/an à 81 000 £/MW/an fin 2024. Cela s’explique par la hausse des revenus du Balancing Mechanism et des spreads de gros plus élevés en hiver.