Winter Grid Tariffs Are Here: How to Turn Cost Spikes into Profit

Les tarifs du réseau en bref

En substance, les tarifs de réseau sont les frais utilisés pour couvrir les coûts d'exploitation et d'entretien du réseau électrique. Ils sont déterminés par chaque gestionnaire de réseau (transport et distribution) dans un cadre fixé par l'Inspection des marchés de l'énergie (Energimarknadsinspektionen en Suède), qui réglemente les revenus autorisés, veille à ce que les tarifs reflètent les coûts de la fourniture des services de réseau et encourage l'utilisation efficace du réseau.

Les tarifs de réseau sont généralement divisés en deux composantes principales : la redevance d'énergie et la redevance de puissance. La redevance énergétique est facturée sur la base de la quantité totale d'énergie consommée au cours d'une période donnée, mesurée en kilowattheures (kWh). La redevance de puissance reflète le coût de la demande de pointe, c'est-à-dire le niveau de puissance le plus élevé qu'un actif énergétique tire du réseau au cours d'une période donnée.

Au fur et à mesure que les jours deviennent plus froids et plus sombres, il devient plus coûteux d'utiliser le réseau électrique.

Pourquoi l'heure d'hiver suscite-t-elle des inquiétudes ?

Au fur et à mesure que les jours deviennent plus froids et plus sombres, il devient plus coûteux d'utiliser le réseau électrique. La demande d'électricité est plus élevée, la tension sur le réseau est plus importante et, naturellement, les GRD imposent des tarifs plus élevés pour réduire le risque de surcharge du réseau. Cette hausse des coûts est source d'incertitudes pour les propriétaires de BESS, qui doivent adapter leur fonctionnement pour tenir compte d'une plus grande variabilité des coûts et d'une perte potentielle de bénéfices.

Il est compréhensible que certains propriétaires de BESS soient également réticents à participer à des marchés à forte intensité d'énergie tels que les marchés de gros (day-ahead et intraday) et les marchés de l'électricité. mFRRoù le potentiel de revenus est élevé, mais où une forte consommation d'énergie risque de coûter plus qu'elle ne rapporte. Cette situation devient particulièrement préoccupante au cours des mois d'hiver les plus coûteux.

La réponse au casse-tête tarifaire

Si les tarifs du réseau ont été difficiles à prendre en compte dans le passé, ils sont aujourd'hui traités avec précision grâce aux dernières technologies. Grâce à des algorithmes très avancés contrôlant les systèmes de batteries, les tarifs sont soigneusement intégrés dans la stratégie commerciale. En substance, cela signifie qu'un large éventail de données et de calculs - y compris les données historiques sur l'électricité, les prix des tarifs du réseau, les structures de pointe et les pointes attendues - est combiné aux données variables du marché déjà utilisées dans l'optimisation : prévisions météorologiques, modèles comportementaux, profondeur du marché, etc.

Par conséquent, en formant les algorithmes de cette manière, les volumes de BESS peuvent être alloués avec précision au marché qui minimise l'exposition au tarif du réseau tout en maximisant les profits.

Comment les algorithmes libèrent de la valeur

Comment cela fonctionne-t-il dans la pratique ? Un BESS de 1 MW/MWh, négociant uniquement sur le FCR, peut être utilisé comme exemple de base pour illustrer la façon dont les tarifs du réseau affectent les décisions d'échange. Deux modèles d'optimisation sont testés : L'un qui ignore les tarifs de réseau et l'autre qui les prend en compte. L'analyse est effectuée pour différents tarifs de réseau et différents mois, en supposant une connaissance complète des prix de compensation du marché et un horizon d'optimisation d'un mois.

L'impact d'une optimisation tenant compte des tarifs sur l'allocation des transactions sur les marchés FCR .

Comme indiqué ci-dessus, il existe une nette différence dans la répartition des marchés entre les deux modèles. Lorsque les tarifs de réseau sont inclus dans le processus décisionnel, le volume alloué aux marchés à plus forte intensité énergétique tels que le FCR diminue, tandis qu'un volume plus important est transféré vers les marchés du FCR

Comme les prix FCR ont eu tendance, ces derniers temps, à être inférieurs aux prix FCR, il en résulte une diminution des recettes. Toutefois, les coûts induits par les droits de douane sont encore plus réduits, ce qui entraîne une augmentation des bénéfices, comme le montre le graphique ci-dessous.

Les tarifs du réseau étant intégrés dans les décisions commerciales, les recettes sont délibérément réduites pour permettre une plus grande réduction des coûts et, en fin de compte, générer plus de profits.

Transformer la complexité des échanges en clarté

Si les marchés FCR sont utiles pour illustrer le concept d'optimisation tenant compte des tarifs, d'autres marchés nécessitent une modélisation encore plus poussée pour dégager des bénéfices. Les marchés de gros (day-ahead et intraday) exigent une prise en compte minutieuse de la redevance d'électricité, dont le coût est souvent fixé par la ou les pointes d'électricité les plus élevées sur un mois complet.

En utilisant des modèles algorithmiques qui tiennent compte de la valeur potentielle d'un mois complet de transactions dans un pic donné, les traders peuvent être proactifs lorsqu'ils décident de la quantité d'énergie à utiliser au cours d'une journée donnée, en s'efforçant d'obtenir le résultat le plus rentable pour l'ensemble du mois. Idéalement, ce "pic optimal" est fixé au début du mois : s'il est trop bas, ils perdent des revenus potentiels ; s'il est trop haut, ils risquent de ne jamais récupérer le coût.

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Sur les marchés de gros, le "pic optimal" de la redevance est idéalement fixé au début du mois. Un niveau trop bas entraîne une perte de revenus potentiels. S'il est trop élevé, le coût initial risque de ne jamais être récupéré.

Sur les marchésmFRR , la complexité s'accroît encore. Sur le marché de mFRR 'activation de l'énergie (EAM), les incertitudes concernant le moment et le nombre de fois qu'un actif sera activé entrent en jeu et rendent les coûts des tarifs de pointe particulièrement difficiles à anticiper. La gestion de ces variables pour équilibrer au mieux les revenus et les coûts nécessite des stratégies de tarification sophistiquées et une flexibilité opérationnelle qui dépasse ce que la plupart des acteurs peuvent offrir aujourd'hui, mais qui peut être débloquée grâce au trading algorithmique.

L'avant-garde du commerce de l'énergie

Le paysage du commerce de l'énergie est encombré d'acteurs qui partagent des idées similaires, mais qui varient dans leur capacité à produire des résultats à long terme. Une chose est cependant certaine : Les acteurs dotés des algorithmes les plus avancés, capables de prédire et de tirer le maximum de valeur des modèles tarifaires du réseau, prendront l'avantage, créant ainsi une plus grande stabilité et une meilleure rentabilité pour leurs partenaires à mesure que les jours deviendront plus sombres et plus froids.

En tant qu'élément clé de ses algorithmes leaders sur le marché, Flower intègre depuis longtemps les tarifs du réseau dans sa stratégie commerciale. Les avantages sont bien établis : augmentation des bénéfices, plus grande précision dans l'optimisation des actifs et amélioration de l'analyse de rentabilité globale pour les propriétaires de BESS.

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