Prix de l'électricité négatifs : risque ou opportunité pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ? Guide

Les prix défavorables de l'électricité semblent inciter les exploitants de batteries à recharger à plein, à accumuler de l'argent en consommant l'électricité excédentaire, puis à proposer cette énergie plusieurs heures plus tard, lorsque la production solaire diminue et que les prix de gros remontent.

C'est simple, non ?

Pas tout à fait. Je n’autoriserais jamais un investissement dans un système de stockage d’énergie par batterie simplement parce qu’un rapport de marché fait état de centaines d’heures à prix négatif. Ce chiffre ne dit absolument rien sur la capacité de la batterie à accéder à ces prix, sur le fait qu’elle dispose ou non d’une capacité disponible au moment où ils se produisent, ni sur la rentabilité du spread nocturne une fois pris en compte les pertes liées aux allers-retours, la détérioration, les coûts de réseau, les obligations fiscales et les frais de transaction.

Ce qu'il nous faut, c'est de la diversité, pas du spectacle.

Que signifient réellement les coûts d'énergie électrique négatifs ?

On parle de « prix négatifs de l'électricité » lorsque l'offre d'électricité dépasse la demande rentable sur un marché donné, à un moment et en un lieu précis. Les producteurs doivent alors réduire leur production, exporter l'électricité, la stocker ou payer les acteurs du marché pour qu'ils la consomment.

De nombreux problèmes se posent souvent simultanément :

• La production d'énergie solaire ou éolienne augmente beaucoup plus rapidement que la demande.
• Les producteurs d'électricité d'origine thermique, nucléaire ou issue d'énergies renouvelables subventionnées continuent d'être connectés au réseau.
• Un blocage de la transmission empêche l'excédent d'énergie d'atteindre une autre zone.
• La demande est anormalement faible pendant les week-ends, les jours fériés ou lorsque le temps est clément.
• Les systèmes d'aide respectueux de l'environnement permettent aux producteurs de rester rentables à des tarifs inférieurs à 0 euro/MWh.
• Le système ne dispose pas d'une capacité suffisante en termes de tonnes flexibles, d'affiliation ou de stockage.

Il s'agit des résultats du marché de gros de l'électricité. Ils ne signifient pas nécessairement qu'un client particulier devra payer un prix de détail défavorable. Un fournisseur peut en effet toujours appliquer des frais de réseau, des taxes, des frais fixes, des coûts de couverture et des marges de détail.

Et les problèmes liés à la zone. Un coût moyen national peut être positif, alors qu’un nœud saturé est très défavorable. À l’inverse, un communiqué de presse soulignant des coûts d’électricité défavorables pourrait s’avérer inutile pour un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) raccordé en aval d’un transformateur saturé dans le cadre d’un système de tarification régulé.

Cette différence permet d'éviter de nombreuses situations où le service est défaillant.

Pourquoi BESS peut générer des bénéfices – mais uniquement grâce à la marge

Un système BESS ne génère pas de bénéfices car la puissance est négative. Il tire ses bénéfices de la différence entre le prix de facturation et la valeur de décharge, ajustée en fonction des pertes physiques et commerciales.

L'estimation standard est la suivante :

Valeur brute de l'arbitrage = recettes de décharge − coûts de facturation

Lorsque les coûts de facturation sont défavorables, ceux-ci se transforment en bénéfices.

Prenons l'exemple simplifié d'un cycle unique :

• Le BESS coûte 1 MWh à − 20 euros/MWh.
• On obtient 20 euros pour avoir consommé cette énergie électrique.
• En partant d'une efficacité aller-retour estimée à 88%, il exporte par la suite 0,88 MWh.
• Le prix demandé pour la soirée est de 100 euros/MWh.
• Le montant des bénéfices publiés s'élève à 88 euros.
• La valeur énergétique brute correspond à 108 euros.

Ça a l'air exceptionnel.

Pour autant, la valeur brute ne correspond pas à des liquidités sans contrepartie. L'opérateur doit en déduire les coûts liés à la destruction, à l'utilisation, à l'exposition au déséquilibre, aux tarifs de réseau, aux frais d'optimisation, aux coûts de participation au marché, aux restrictions de garantie, aux dépenses de financement, aux réserves d'augmentation de capacité et aux obligations fiscales potentielles.

Un écart brut de 108 euros pourrait continuer à attirer l'attention. Un écart de 25 euros pourrait quant à lui disparaître complètement.

Ma règle, aussi difficile soit-elle, est claire : Il ne faut jamais prévoir des bénéfices à prix négatif sans modéliser la probabilité de décharge totale qui y est associée. Recharger une batterie pleine à − 50 euros/MWh n'a aucun intérêt lorsque la prochaine fenêtre de décharge propice ne se présente qu'après que la batterie s'est effectivement auto-déchargée, a été soumise à des contraintes ou a consacré sa capacité à une autre application.

3 tests en conditions réelles réalisés en 2023 et 2024

Europe : davantage d'heures négatives, une pression encore plus forte pour développer les capacités de stockage

L'Europe illustre parfaitement comment l'excédent d'énergie renouvelable peut servir de signal pour le stockage.

La capacité solaire installée de l'Union européenne a plus que doublé entre 2019 et 2023, pour atteindre environ 263 GW. Au cours des cinq premiers mois de 2024, plusieurs marchés européens importants ont enregistré un nombre sans précédent d'heures où les prix de gros étaient nuls ou négatifs, l'offre solaire diurne ayant dépassé la demande.

ACER a donc indiqué que les cas de prix négatifs dans l'UE avaient en réalité entraîné une hausse d'environ doublé douze fois en 2023, suivie d'une nouvelle hausse d'environ 50% en 2024. Il a également indiqué que le prix de gros de l'électricité dans l'UE s'élevait en moyenne à environ 81 euros par MWh en 2024, ce qui montre comment des moyennes annuelles faibles peuvent coexister avec une volatilité horaire très forte.

Cela semble favorable à BESS.

Il y a toutefois un piège : à mesure que de plus en plus de batteries interviennent sur ce même écart entre le milieu de la journée et le soir, elles accentuent la demande à midi et l'offre en soirée. Le parc de batteries réduit progressivement la volatilité même qui justifiait initialement l'intérêt de cet investissement.

Le stockage s'autorégule.

Les premiers contrats peuvent générer des marges exceptionnelles. Par la suite, les missions nécessitent des emplacements bien plus avantageux, des coûts de financement réduits, une optimisation plus poussée, des durées plus longues, ou encore des bénéfices supplémentaires liés à la réactivité, à la capacité de réserve, aux marchés de capacité, à la réduction de la congestion et aux services acquis.

Australie : les taux défavorables sont devenus monnaie courante… et les batteries ont réagi

Le marché national de l'électricité australien permet une analyse plus approfondie et plus précise, car les données établissent un lien direct entre les tarifs défavorables et les revenus générés par les batteries.

Au cours du quatrième trimestre 2024, des taux de gros défavorables ont été observés à 23,11 TP3T d'intervalles NEM, contre 19,91 TP3T un an auparavant. L'Australie-Méridionale a atteint une fréquence de prix négatifs de 38.0%, tandis que Victoria a atteint 34.3%. Entre 10 h et 12 h, les taux en Australie-Méridionale étaient soit nuls, soit défavorables dans 84% de périodes; Victoria a totalisé 791 TP3T.

Les opérateurs de batteries en ont tiré profit. L'AEMO a estimé que les bénéfices nets trimestriels tirés du marché de l'énergie des batteries avaient augmenté 257% en glissement annuel par rapport à A$ : 48,1 millions. La facturation pendant les périodes de prix négatifs a généré 7,2 millions d'A$, tandis que les bénéfices liés aux services auxiliaires de régulation de fréquence des batteries ont apporté 21,3 millions d'A$ supplémentaires.

C'est l'aspect « possibilité » de cet argument.

Cette menace transparaît dans ce même ensemble de données. Le coût typique des intervalles négatifs est passé de − A$ 44,4/MWh au quatrième trimestre 2023 à − A$ 41,3/MWh au quatrième trimestre 2024. Les batteries, la flexibilité de la demande et l’évolution de la rentabilité des certificats peuvent atténuer l’ampleur des prix négatifs, même si les périodes défavorables deviennent plus fréquentes.

La régularité à elle seule induit en erreur. La profondeur est un facteur important. La durée est un facteur important. C'est le prix demandé en fin de compte qui compte le plus.

Californie : hausse des recettes du parc automobile, baisse des bénéfices par kilowatt

La Californie met en évidence le risque de cannibalisation plus clairement que pratiquement n'importe quel autre marché.

En décembre 2024, la capacité de batterie mobilisée dans la zone de stabilisation de l'ISO de Californie avait en effet atteint environ 13 000 MW et 47 300 MWh. Le parc était composé de batteries autonomes, d'installations couplées à d'autres équipements et de systèmes hybrides « solaire + stockage ».

Le chiffre d'affaires total du marché des batteries a augmenté d'environ 20% grâce à l'extension de la capacité du parc. Cependant, les bénéfices annuels par kilowatt des batteries en service tout au long de l'année ont baissé, passant de 1 TP4T103/kW-an en 2022 à 1 TP4T78/kW-an en 2023 et 1 TP4T53/kW-an en 2024. Environ 82% des bénéfices de 2024 provenaient des activités liées au marché de l'énergie.

Relis ça encore une fois.

La flotte a enregistré un gain global nettement supérieur, mais le gain par kilowatt a été moindre. L'augmentation de la capacité de stockage, la baisse des coûts maximaux et le resserrement des écarts ont dilué la rentabilité unitaire.

En dehors de la zone d'équilibrage principale du CAISO, le résultat s'est avéré encore plus désastreux : les batteries participant via le Western Power Inequality Market ont enregistré environ −1 TP 4 T 8,8 millions lors des négociations en temps réel sur le réseau tout au long de l'année 2024. L'analyse de marché du CAISO a attribué ce résultat en partie à des incohérences de facturation et de décompte, combinées à des prix défavorables en milieu de journée et favorables la nuit.

Donc oui, un opérateur de batterie peut subir des pertes financières sur un marché où les prix sont négatifs.

Les dangers importants que de nombreuses versions de BESS sous-estiment

Cannibalisation par l'arbitrage

Chaque batterie neuve rivalise avec les batteries déjà en service.

Lorsque des milliers de mégawatts se mettent à se recharger tous en même temps, le prix, déjà défavorable, tend vers zéro. Lorsque ces batteries se déchargent simultanément pendant la période de pointe nocturne, le prix de pointe chute. L'écart se réduit des deux côtés.

Une feuille de calcul basée sur les coûts historiques part souvent du principe que l'installation peut absorber les écarts observés par le passé sans les transformer. Cette hypothèse devient risquée lorsque le BESS proposé est de grande taille par rapport à la charge du quartier, aux contraintes de congestion ou à la capacité de stockage existante.

Risque lié aux nœuds et au transport

Des taux défavorables peuvent se produire du mauvais côté d'une contrainte.

Un BESS peut constater un prix de −30 euros/MWh sur un hub voisin, alors que son nœud de raccordement réel s'établit à 5 euros/MWh. Tout au long de la décharge, la congestion pourrait s'inverser, laissant le projet pris au piège derrière un goulot d'étranglement du réseau de transport lorsque les tarifs augmentent ailleurs.

Les barèmes nationaux de coûts définissent les missions du marché. Les données nodales leur fournissent les ressources financières nécessaires.

Danger lié à l'état de charge

Une batterie ne génère des bénéfices pendant une période négative que lorsqu'elle dispose d'une marge suffisante pour se recharger.

Une mauvaise prévision peut conduire à ce que la transaction soit pratiquement conclue avant même que les taux négatifs les plus bas n'apparaissent. À l'inverse, l'opérateur pourrait vendre trop tôt à 5 euros/MWh et passer à côté d'une période ultérieure où le prix serait de −70 euros/MWh.

C'est l'inverse qui se produit lors de la décharge. Une commercialisation trop précoce peut entraîner une sous-utilisation du BESS pendant la véritable période de pointe en soirée.

Détérioration et risque pour la garantie

Chaque cycle de fonctionnement réduit la durée de vie économique de la batterie.

Un cycle à faible valeur peut permettre d'augmenter le chiffre d'affaires tout en réduisant la valeur des tâches. L'opérateur doit comparer la marge attendue à un coût de détérioration dynamique calculé en fonction de la profondeur de décharge, de la température de la cellule, du taux de charge (C-rate), de l'état de charge, du vieillissement prévu et du débit restant sous garantie.

Faire encore plus de vélo n'est pas toujours une bonne chose.

Risques liés aux prévisions et à la répartition

Les prévisions à un jour constituent des estimations, et non des garanties. La couverture nuageuse, les pics de vent, les pannes, les défaillances des interconnexions, les erreurs d'estimation de la demande et les offres des producteurs peuvent faire basculer les tarifs prévus en quelques minutes.

Un optimiseur qui traite les coûts de conseil comme des prix spécifiques peut acheter de l'énergie au mauvais moment, la céder trop tôt ou générer des coûts de déséquilibre supérieurs au bénéfice d'arbitrage escompté.

Contraintes liées à la planification et à la facturation

Tous les projets combinant énergie solaire et stockage ne permettent pas nécessairement une recharge ouverte à partir du réseau. Les conditions contractuelles, les exigences en matière de crédits d’impôt, les certificats d’énergie renouvelable, les accords de raccordement, les politiques d’aide ou les configurations de comptage peuvent limiter les ressources de recharge et les plages horaires d’utilisation.

Un prix de marché défavorable n'a aucune valeur lorsque le marché n'est pas en mesure, pour des raisons juridiques ou techniques, de l'absorber.

Coûts liés aux perturbations de l'énergie électrique : risques et opportunités liés aux systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)

Signal de marché	Une opportunité pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)	Une menace cachée	Question relative au financement
Intervalles de prix négatifs constants	Davantage de solutions de recharge à domicile à moindre coût	De nombreuses périodes de faible activité pourraient n'apporter que peu de valeur	Quel est le prix de facturation habituel pratiqué au niveau du nœud de travail ?
Prix très bas	Le montant de la batterie pourrait être facturé	Les décharges profondes peuvent être rares ou se produire lorsque la batterie est complètement chargée.	À quelle fréquence le BESS peut-il littéralement les enregistrer ?
Tarifs élevés en soirée	Élargissement de l'écart d'arbitrage sur le marché du stockage par batterie	De nouveaux espaces de stockage pourraient limiter la hauteur des bâtiments à l'avenir	Quelle est l'évolution de l'écart dans le cadre du plan de développement des capacités de stockage à l'horizon 2030 ?
Limitation de la production d'énergie renouvelable	Le stockage sur site peut permettre d'enregistrer les excédents	Les limites d'affiliation peuvent empêcher une charge ou une décharge complète	La facturation est-elle autorisée dans le cadre d'un accord d'affiliation ?
Améliorer les performances des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)	Une preuve supplémentaire que le marché privilégie la flexibilité	La cannibalisation des revenus s'accélère	Dans quelle mesure le marché obligataire est-il sensible à une baisse de l'écart entre les taux 20% et 40% ?
Accès aux services annexes	Diversifie ses sources de revenus au-delà de l'arbitrage	Les taux de dissolution diminuent généralement à mesure que l'engagement de la batterie augmente	Les revenus sont-ils plafonnés ou dépendent-ils du vendeur ?
Prix dynamiques ou prix aux nœuds	Avantages immédiats, répartition en fonction de la localisation	Un blocage peut isoler le nœud du centre de négociation	Ce modèle repose-t-il sur les prix aux nœuds ou sur les prix nationaux ?
Le vélo au quotidien	Des possibilités de revenus bruts plus élevés	Une destruction plus rapide et une augmentation plus précoce	Chaque cycle dépasse-t-il son taux minimal de dégradation ?

Comment appliquer correctement les tarifs d'énergie négative BESS

Je rejetterais tout modèle d'investissement financier fondé sur des prix mensuels ordinaires. Les données mensuelles ne tiennent pas compte de la volatilité spécifique que la batterie est censée monétiser.

Utilisation des données par intervalle.

Pour plusieurs marchés, cela correspond à des données de négociation par heure, par tranche de 30 minutes, par tranche de 15 minutes ou par tranche de 5 minutes. La version doit inclure au minimum :

1. Coûts de recharge par nœud ou par zone Tenez compte des coûts pratiqués sur le lieu réel de la liaison, et non d'un indice national choisi simplement parce qu'il semble intéressant.
2. Pertes sur les allers-retours La puissance de charge, la consommation complémentaire, les pertes de l'onduleur, les pertes du transformateur, les besoins en gestion thermique et la puissance déchargée, pris individuellement.
3. Restrictions liées à l'état de charge Indiquer les niveaux SOC minimal et optimal, la marge comptable, les limites de facturation, les restrictions de décharge, les taux de montée en puissance et les capacités inaccessibles.
4. Prix de destruction minimal Définissez un coût par cycle ou un système de débit. Cela évite à l'optimiseur de rechercher des gains qui détruisent plus de valeur cellulaire qu'ils n'en génèrent.
5. Erreur de prévision Comparez les prévisions « à vision parfaite » avec des prévisions raisonnables à un jour et intrajournalières. La « vision parfaite » est un idéal théorique, et non une prévision fiable.
6. Cannibalisation des coûts Ajoutez à cela les projets prévus dans le domaine des batteries, la croissance durable, l'extension du réseau de transport d'électricité, la flexibilité de la demande, les électrolyseurs, la recharge des véhicules électriques et la réforme du marché.
7. Accumulation de revenus Arbitrage de conception, services secondaires, accords de capacité, accords de péage, accords de gestion de la congestion et revenus liés à la gestion des énergies renouvelables, sans comptabiliser deux fois le même mégawatt.
8. Droits de péage et redevances Vérifier si l'alimentation du réseau entraîne des frais de réseau, des obligations fiscales, des conséquences sur les certificats ou des restrictions d'affiliation.
9. Augmentation et substitution Ajustements liés à la perte de capacité : MWh proposés, période de fourniture d'énergie, capacité obtenue et recettes futures.
10. Scénarios pessimistes Je vérifierais d'un seul coup la baisse de la volatilité, le report du raccordement au réseau, la réduction du programme, l'augmentation de la dégradation, le manquement à l'obligation d'expédition, la réduction des coûts supplémentaires et le durcissement des politiques de facturation – et non pas un élément à la fois.

Les conceptions médiocres optimisent le passé. Les conceptions solides se préoccupent de l'avenir.

Conception et stratégie d'exploitation optimales d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) en cas de prix défavorables

Il n'existe pas de “ meilleure ” autonomie de batterie universelle.

Un système d'une heure peut enregistrer de brèves et fortes hausses de prix et des services auxiliaires rapides. Un système de deux heures offre une bien plus grande adaptabilité au marché de l'énergie. Les systèmes de quatre heures et de durée supérieure peuvent moduler des blocs d'énergie renouvelables plus importants, mais ils nécessitent encore plus de capitaux et pourraient rencontrer des difficultés à se charger ou à se décharger de manière rentable au quotidien.

La configuration appropriée dépend de la courbe prix-durée du marché local.

Rapport puissance/énergie

Une batterie de 100 MW/100 MWh est un actif d'une heure. Une batterie de 100 MW/400 MWh est un actif de quatre heures.

Le premier peut se déplacer rapidement, mais dispose d'une autonomie très limitée. Le second peut supporter des périodes prolongées de surconsommation, bien que ses cellules supplémentaires nécessitent une utilisation future suffisante pour justifier leur coût.

Composition chimique du LiFePO₄

Phosphate de lithium et de fer, dont la formule chimique est la suivante : LiFePO₄ et, tout comme la technologie LFP, elle est étroitement liée à l'espace de stockage fixe, car les conducteurs accordent de l'importance à la sécurité thermique, à la capacité de cyclage à long terme et à l'absence de nickel et de cobalt dans la cathode.

Pour autant, la chimie ne suffit pas à compenser les faiblesses techniques. La qualité des cellules, l’intégration des modules, la conception du système de climatisation, le logiciel de gestion de la batterie, la protection contre les incendies, les conditions de garantie et la température de fonctionnement restent des facteurs déterminants.

Diffusion multi-marchés

La technique d'exploitation la plus efficace combine :

• Programmation journalière.
• Réoptimisation intrajournalière.
• Expédition en temps réel.
• Affectations aux services auxiliaires.
• Objectifs dynamiques d'état de charge.
• Projections relatives à l'obstruction des ganglions.
• Procédure d'enchères tenant compte de la dégradation.

Facturation immédiate dès que les prix descendent en dessous d'un seuil minimal. Un optimiseur rationnel peut refuser une opportunité de facturation à −5 euros/MWh s’il prévoit un prix de −60 euros/MWh deux heures plus tard. Il peut également choisir de ne pas injecter d’électricité à 90 euros/MWh, car le fait de conserver de l’énergie en vue d’une période de pénurie à 250 euros/MWh présente une valeur attendue plus élevée.

C'est ce qu'on appelle, en termes techniques, une enchère au coût d'opportunité.

Ce que les espaces de stockage résidentiels et dispersés peuvent révéler

Les taux défavorables sur le marché de gros constituent avant tout un phénomène à l'échelle du marché, mais ce même raisonnement s'applique de plus en plus aux logements et aux sites industriels soumis à des tarifs fluctuants.

La capacité reste un critère important. La puissance nominale d'une batterie peut être estimée comme suit :

Tension × ampères-heures ÷ 1 000 = kilowattheures

Par exemple, un Batterie ESS domestique LiFePO₄ murale de 51,2 V et 314 Ah correspond à environ 16,08 kWh d'énergie nominale. Une plus grande Batterie domestique au sol amovible de 51,2 V et 628 Ah représente environ 32,15 kWh, tandis qu'un Batterie ESS domestique murale de 51,2 V et 200 Ah ce qui correspond à une classe nominale de 10,24 kWh.

Ces chiffres reflètent la capacité énergétique, et non la capacité utile garantie ni le bénéfice d'arbitrage. La puissance de l'onduleur, les restrictions relatives à la profondeur de décharge, la structure tarifaire, les limites d'exportation, les contrats de secours et la consommation domestique déterminent dans quelle mesure le propriétaire peut tirer des revenus de cette capacité.

Des configurations intégrées telles que : Système planétaire domestique de 3,5 kW avec un accumulateur de 15 kWh ou un Kit complet de système de stockage d'énergie solaire domestique de 5 kW montrer la différence entre un produit de type batterie et un système énergétique complet.

Et cette différence est importante. Une batterie dépourvue d'un système de comptage adapté, d'une automatisation des tarifs, d'un contrôle de l'onduleur et d'une autorisation d'exportation pourrait ne jamais réagir aux coûts défavorables.

S'agit-il d'un danger ou d'une opportunité ? Ma décision

Des coûts d'énergie électrique défavorables constituent une possibilité pour les exploitants de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) faisant preuve de rigueur, mais représentent un danger pour les développeurs qui confondent volatilité et profit.

L'opportunité est réelle lorsque :

• Les taux défavorables surviennent au stade de la négociation du projet.
• La batterie dispose généralement d'une marge de charge.
• Les coûts liés aux heures supplémentaires ou aux pénuries restent stables.
• Les pertes et les destructions sur l'ensemble du parcours sont maîtrisées.
• La recharge sur le réseau est autorisée.
• L'opérateur peut effectuer des opérations sur plusieurs marchés.
• La rentabilité reste possible malgré la cannibalisation des stocks.
• Le point de jonction n'est pas bloqué par des embouteillages incessants.

Le risque est maîtrisé lorsque :

• Le modèle repose sur des prix à l'échelle nationale plutôt que sur des prix aux nœuds.
• Les écarts historiques devraient rester inchangés pendant 15 ans.
• La fréquence des prix négatifs est utilisée à la place de l'évaluation des revenus.
• La dépréciation est traitée comme un pourcentage annuel fixe.
• Les recettes issues des services annexes font l'objet d'un double comptage.
• Cette propriété ne dispose pas d'optimisation en temps réel.
• La batterie arrive actuellement en fin de vie.
• Les politiques relatives aux liaisons routières, aux péages ou aux subventions limitent la tarification.

Ma conclusion n'est pas neutre : Les prix défavorables constituent l'un des signes les plus évidents indiquant qu'un réseau électrique a besoin de polyvalence, mais cela ne signifie pas pour autant que toutes les batteries développées au sein de ce réseau seront forcément rentables.

Les vainqueurs ne se contenteront certainement pas de posséder des batteries. Ils disposeront sans aucun doute de la meilleure batterie, au nœud idéal, avec un accès optimal au marché et un moteur de répartition capable d'anticiper le coût d'opportunité de demain.

Questions fréquemment posées

Que sont les tarifs d'électricité négatifs ?

Les prix défavorables de l'énergie électrique correspondent à des périodes du marché de gros au cours desquelles les producteurs paient les acheteurs pour qu'ils absorbent l'électricité, car une offre restreinte, la production d'énergies renouvelables, des contraintes de transport, des primes de subvention ou une baisse de la demande font que la quantité d'électricité disponible dépasse ce que le réseau peut absorber de manière rentable à cet endroit et à ce moment-là.

Elles ont généralement lieu pendant les périodes de forte production renouvelable et de faible demande. Les clients particuliers n'en tirent un bénéfice direct que lorsque leur fournisseur, dans le cadre de leur contrat de facturation et de comptage, leur répercute les variations des prix de gros.

En quoi exactement les coûts élevés de l'électricité ont-ils une incidence sur les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?

Les prix négatifs de l'énergie électrique ont un impact sur les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) en réduisant – voire en inversant – le prix de facturation, en élargissant les marges d'arbitrage potentielles et en augmentant la valeur de la demande flexible, tout en exposant la batterie à la congestion, aux erreurs de dispatching, à la détérioration, à la saturation du marché et à des réglementations en matière de négociation susceptibles d'annuler les bénéfices apparents.

Le résultat indique uniquement si la batterie peut accéder au prix négatif, dispose d'une capacité de charge suffisante et peut ensuite se décharger à un prix du réseau suffisamment plus élevé.

Les tarifs d'électricité négatifs constituent-ils une opportunité pour le secteur du stockage par batterie ?

Des coûts d'électricité défavorables constituent une opportunité pour le stockage par batterie lorsque le système BESS peut se recharger au nœud approprié, conserver une marge suffisante d'état de charge, se décharger directement lorsque les prix sont de manière fiable plus élevés, et maintenir un écart suffisamment important pour couvrir les pertes d'efficacité, la dépréciation, les frais de réseau, les frais de négociation et les frais de financement.

Ils constituent un risque lorsque l'excédent de production des batteries fait peser une pression sur les écarts de prix ou lorsque des contraintes liées au marché, au réseau et aux contrats empêchent l'opérateur de bénéficier des prix annoncés.

Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) peut-il être rémunéré pour recharger des appareils ?

Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) peut générer des revenus lors de la recharge lorsque son prix de négociation de gros ou au niveau du nœud est inférieur à zéro et que le marché autorise la recharge sur le réseau ; toutefois, ces revenus ne constituent pas nécessairement un bénéfice net, car les pertes, les frais de comptage, les redevances, les problèmes liés aux enchères, les restrictions de recharge et les tarifs de décharge ultérieurs continuent d'influencer le résultat net.

Recevoir 20 euros pour facturer un mégawattheure n'a guère d'intérêt lorsque ce même cycle génère une perte de 15 euros et que l'énergie stockée est ensuite vendue sur un marché atone ou défavorable.

Quelle est la meilleure stratégie à adopter en matière de BESS lorsque les tarifs sont défavorables ?

La meilleure stratégie BESS en cas de prix négatifs consiste en un plan de répartition multi-marchés intégrant la planification journalière, la réoptimisation intrajournalière, les signaux tarifaires en temps réel, les engagements en matière de services auxiliaires, les restrictions liées à l'état de charge et les coûts liés à la détérioration, plutôt que de procéder à une décharge aveugle dès que le coût local passe sous la barre de zéro, de manière isolée.

L'optimiseur devrait comparer le coût de recharge actuel aux opportunités attendues ultérieurement, aux limites physiques de la batterie, à l'imprévisibilité des prévisions, à la congestion et au coût marginal lié à l'utilisation de la batterie.

Transformez la volatilité des prix en un plan de stockage rentable

Ne partez pas des taux annuels types. Commencez par le nœud de travail, les données par intervalle, les droits légaux en matière de facturation, les contraintes liées à l'état de charge (SOC), la dégradation réaliste et, au minimum, trois scénarios futurs de déploiement de systèmes de stockage.

Puis posez la question délicate : Ce système BESS parvient-il toujours à générer le rendement nécessaire alors que diverses autres batteries tirent parti exactement de la même opportunité ?