Le passage de l’UE à un échange d’électricité à 15 minutes favorise une augmentation de profit de plus de 15 % pour le stockage par batterie

Les systèmes de stockage par batteries (BESS) sont sur le point de réaliser des bénéfices nettement plus élevés en Europe, les analyses de Rystad Energy suggérant des augmentations potentielles de plus de 15 % dans certains pays.

Ce virage positif fait suite à des changements dans la structure tarifaire de l’électricité de l’Union européenne (UE) introduits en octobre, rendant l’économie des projets BESS bien plus attractive.

Le système électrique mis à jour de l’Union européenne détermine désormais les prix de l’électricité toutes les 15 minutes, un changement par rapport au système horaire précédent.

Passage à des intervalles de trading de 15 minutes

Ce changement offre aux opérateurs de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) des opportunités accrues d’arbitrage — acheter de l’électricité pendant les périodes de bas prix et la revendre lorsque les prix sont plus élevés.

Depuis sa mise en œuvre, ce nouveau système a entraîné une augmentation moyenne de 14 % du potentiel d’arbitrage sur les marchés européens de l’électricité.

Alors que certains pays, comme l’Autriche et la Slovaquie, ont connu des gains substantiels des prix des batteries dépassant 20 %, d’autres, comme le Portugal, la Norvège et la Suède, n’ont connu que des hausses modestes.

Ces fluctuations annuelles des prix, si elles génèrent une augmentation d’environ 20 % des bénéfices des batteries, peuvent augmenter le retour sur investissement total d’environ 3 % sur une période de deux décennies, selon l’analyse.

« Dans les pays où la production et la consommation d’énergie sont moins flexibles, une forte part des renouvelables intermittentes peut provoquer de fortes fluctuations de prix », a déclaré Sepehr Soltani, analyste principal du stockage d’énergie chez Rystad Energy, dans l’analyse.

Le passage du fixation horaire traditionnelle des prix de l’électricité dans l’UE à des intervalles de négociation de 15 minutes, ou unités de temps de marché (MTU) de 15 minutes, ouvre de nouvelles voies pour la génération de revenus.

Quantification des gains d’arbitrage à travers l’Europe

Le changement du marché européen de l’électricité à l’avance en octobre, passant des MTU horaires à 15 minutes, a facilité le commerce énergétique en quart d’heure. Ce changement s’est avéré nettement plus rentable que le trading sur une heure complète.

Les opportunités d’arbitrage se sont révélées plus rentables avec des intervalles commerciaux plus courts, comme en témoignent la Lituanie et l’Allemagne.

En Lituanie, le transfert d’énergie sur 15 minutes a rapporté environ 263 $ par mégawattheure (MWh), soit une augmentation de 14 % par rapport au trading horaire.

De même, en Allemagne, l’arbitrage d’un quart d’heure était 16 % plus lucratif que l’arbitrage horaire.

« En revanche, dans les régions à l’approvisionnement en électricité flexible, comme la Norvège avec l’hydroélectricité et le Portugal avec l’hydroélectricité et le gaz, les prix sont plus stables sur une heure », a déclaré Soltani.

Une comparaison réalisée par Rystad Energy a examiné les profits potentiels de l’arbitrage énergétique d’une heure sur les marchés européens de l’électricité à travers deux scénarios distincts, suggérant une augmentation potentielle des revenus pour les opérateurs de stockage européens en adoptant des intervalles de négociation plus courts.

L’analyse a révélé qu’un cycle d’arbitrage dans le scénario de marché de 15 minutes nécessite quatre étapes de facturation et quatre étapes de décharge.

En revanche, le même cycle d’arbitrage dans le scénario des marchés de 60 minutes ne nécessite qu’une seule étape de charge et de décharge.

Projections de revenus à long terme et facteurs opérationnels

Bien que les marges actuelles d’arbitrage énergétique soient exceptionnellement élevées (environ +150 $ par MWh), ce niveau est insoutenable à long terme.

Une projection de chiffre d’affaires moyen à long terme plus pragmatique est d’environ 60 $ par MWh. Cette moyenne donnerait un taux de rendement interne (IRR) estimé d’environ 6 % grâce à l’arbitrage purement énergétique.

Cependant, renforcer la granularité du marché pourrait potentiellement faire grimper les revenus moyens à environ 70 $ par MWh, augmentant ainsi le taux d’intérêt d’environ trois points de pourcentage, selon Rystad.

« Le plus grand défi pour gagner de l’argent par arbitrage est que la volatilité des prix est imprévisible. En Europe, les marchés à 15 minutes n’ont commencé qu’il y a deux mois », a ajouté Soltani.

Les opportunités d’arbitrage offrent finalement un précieux indicateur pour estimer la rentabilité maximale potentielle d’un projet BESS.

En tenant compte de facteurs tels que les pertes d’efficacité, la disponibilité des systèmes, la liquidité du marché et les stratégies de couverture — qui réduisent la dépendance à des pics extrêmes de prix isolés — les revenus réels d’arbitrage réalisés sur les marchés réels à l’avance seront plus faibles.