Marchés & Achats d'énergie
Les TRV gaz fixés jusqu’à fin juin 2019
Publié le xx/01/2019
Le gouvernement a annoncé le 28 décembre via un communiqué de presse que les TRV gaz, accessibles aux consommateurs résidentiels et petits professionnels et dont la disparition est prévue d’ici à 2023, verront leur prix fixés par avance jusqu’à fin juin 2019.
Quel développement et valorisation pour le stockage batterie en France ?
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Au Royaume-Uni des dizaines de GW de batteries « utility scale » sont en projet, en Allemagne c’est le stockage résidentiel qui se développe avec 1.2GW de batteries résidentielles installées l’année dernière.
Cet essor du stockage batterie est directement imputable à l’explosion de la volatilité sur les marchés de l’électricité. Les batteries « utility-scale », i.e. directement raccordées au réseau de distribution/transport, sortent désormais de la régulation de fréquence et profitent de l’explosion des différentiels de prix horaires sur les marchés court-terme. Les batteries « behind-the-meter », souvent couplées avec des panneaux solaires, permettent aux particuliers et entreprises de diminuer leur facture d’électricité.
En France, les chiffres sont moins impressionnants mais la tendance y est aussi présente. Cet article explore le marché naissant du stockage en France et ses sources de rémunération.
Développement des batteries en France
Sur le segment « utility-scale », selon les données d’Enedis, 364 MW de stockage batterie sont installés en France fin T2 2023. Toujours selon Enedis, 268MW de projets sont actuellement dans la file d’attente de raccordement.
Capture d'écran Open Data Enedis
Sur le segment « behind-the-meter » les données sont un peu moins fiables (les particuliers ne déclarent pas forcément leur batterie et la batterie ne fait pas forcement la même taille que l’installation solaire) mais selon Enedis 41 MW d’installations solaires sont dotées de batteries. Nous ne nous pencherons pas plus avant sur les revenus de ces batteries car ils sont assez différents de ceux des batteries « utility-scale » et méritent un article séparé.
capture d'écran Enedis Open Data
Revenus des batteries
Les revenus des capacités de batteries « utility-scale » françaises proviennent principalement de la participation à la réserve primaire (FCR en anglais). En participant jour après jour à la régulation de la fréquence du réseau, les batteries sont rémunérés par le gestionnaire de réseau RTE. En 2022, les revenus tirés de cette réserve ont fortement augmentés, tirés la par la hausse des prix de l'énergie et la faible disponibilité des capacités de production, cependant cette situation change.
En effet, la FCR ne fait que 540 MW et son prix est issu d’une enchère au prix marginal, si vous avez des centaines de MW de batteries qui y participent, en envoyant des offres à tout prix, les prix seront inexorables poussés vers le bas.
La réserve secondaire (aFFR) est pour l’instant fermée à la participation des batteries, elle devrait être rouverte en 2024 mais les dates sont encore un peu incertaines. Celle-ci pourrait constituer une nouvelle source de revenus pour les batteries mais sa taille est-elle aussi limitée, entre 500 MW et 1 180 MW selon les besoins du réseau, pas de quoi supporter un essor massif du stockage batterie donc.
Il est donc nécessaire pour les capacités de batteries françaises de suivre l’exemple de leurs camarades européennes et de se tourner vers les marchés de l’énergie, plus « profonds ».
A noter qu’en France aux revenus des réserves/arbitrage s’ajoutent les revenus issus du marché de capacité.
Évolution des stratégies de valorisation
Le début de l’année 2023 illustre bien le phénomène décrit au paragraphe précédent. Si on considère une batterie de 1MW/2MWh valorisable qui fait un arbitrage marché très rudimentaire (charge la nuit et décharge le jour) et participe ensuite à la réserve rapide (RR- volume de 1GW), celle-ci obtient un niveau de revenu plus élevé qu’une batterie qui participe uniquement à la FCR. Et logiquement le nombre de jour où il est intéressant de participer aux marchés de l’énergie plutôt que à la FCR est majoritaire sur la première partie de 2023. Ce n’était pas du tout le cas en 2022, où les revenus de la FCR faisait paraitre l’arbitrage bien pâle.
Estimation revenus annuels d'une batterie 1MW/1MWh
Cette tendance est d’autant plus importante que notre simulation des revenus de l’arbitrage est grossière et sous-estime le revenu généré. Les revenus issus du marché spot sont non optimisés (la batterie charge et décharge de manière déterministe). Nous n’intégrons pas non plus les revenus potentiellement issus de l’optimisation « cross-market » entre l’intraday, le mécanisme d’ajustement et les prix des écarts.
Prenons un exemple concret pour illustrer l’arbitrage « cross-market » car c’est une notion un peu complexe. L’idée est de valoriser l’optionnalité intrinsèque de la batterie. Une batterie qui fait un arbitrage temporel sur le marché spot en J-1, achète 1MWh à l’heure 3 à 50 euros/MWh et le vend à l’heure 20 à 150. Elle fait un profit théorique de 100 euros/MWh. Sur le marché intraday les prix bougent, l’heure 3 est à 100 euros/MWh et l’heure 20 à 125. L’opérateur de la batterie peut donc annuler sa position précédente et empocher un profit de 75 euros/MWh, sans faire tourner sa batterie. C’est pas mal mais il se rend compte plus tard qu’en achetant l’heure 5 et en vendant l’heure 9 il peut de nouveau gagner un différentiel de 100 euros/MWh, il va donc encore une fois acheter et vendre sur le marché. Il pourra faire cela tout le long de la session de marché intraday mais aussi sur le mécanisme d’ajustement (s’il participe à la RR il sera d’ailleurs obligé d’y déposer des offres) et finalement aux prix des écarts (sur la base d’une prévision de ces prix).
Afin d’avoir un revenu optimal, une batterie dans un marché mature va faire du « revenue-stacking », elle va empiler de manière optimale différentes source de rémunération. La batterie ne va pas participer à la FCR à tout prix comme actuellement, son opérateur va faire une estimation de ses revenus sur le marché de l’électricité puis il va intégrer ce niveau de revenu dans ses offres. Si l’enchère de la FCR (qui a lieu en J-2) sort à un prix qui lui permette d’obtenir un revenu supérieur à son revenu prévisionnel sur les marchés de l’électricité (obtenus en J-1/J), il participera à la FCR sinon il participera aux marchés de l’électricité et se lancera dans la logique décrite au paragraphe précèdent.
A noter, pour compliquer l’équation, qu’il faut aussi prendre en compte l’usure de la batterie dans ce calcul d’optimisation économique. La participation à la FCR requiert généralement des cycles de charge/décharge de faible amplitudes. Par contre, l’arbitrage nécessite des cycles profonds et plus fréquents pour bénéficier d’un revenu maximal, sa durée de vie sera donc plus courte. Le choix de la FCR même si moins rémunérateur « conserve » mieux l’actif, avantage qui doit être pris en compte mais est limité par la hausse des taux d’intérêt (1 euros de revenus perdu maintenant coûte plus qu’un euros gagné plus tard)
L’opérateur doit donc prendre un ensemble de décisions complexes, certaines proches du temps réel, et va donc utiliser des algorithmes d’optimisation, de prévision et d’exécution très avancés.
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