A cette heure ci, les batteries chargeaient à 12 MW, donc en effet pas grand chose. À 16h, on arrive sur la fin de la pointe solaire et on est proche de la reprise de la conso le soir.
Les batteries ne seraient-elles déjà pas chargées ? Quel était le prix SPOT à ce moment là ?

> Je ne crois pas que ce soit pour stabiliser les prix. D'ailleurs la quantité est trop faible pour cela.
Pour le propriétaire de la batterie, ca l'est : tu charges à fond lorsque les prix sont faibles et tu décharges à la pointe pour te faire 200+ euros/MWh. C'est cette rentabilité qui leur importe, pas le fait que, mécaniquement, une quantité de stockage importante stabilise le réseau.

Il y a d'autres services systèmes pour lesquels les batteries grid scale sont payées : régulation de fréquence (FCR, aFRR, etc., ce dont tu parles ici), régulation de tension, arbitrage (ce dont je parle), et bien d'autres.
Lorsque tu veux valoriser un gros parc de batteries, tu peux les combiner pour maximiser le retour sur investissement.

Je pense que électricity map indique les flux à l'instant T, pas les capacités.
En matière de stockage, quand c'est plein et qu'il n'y a pas de demande, le flux est faible forcément.
A voir le prix du revient du Mwh stocké sur batterie ou ailleurs pour savoir le meilleur moment pour le vendre, ce qui est sûr c'est que le stockage batterie est surtout destiné à alimenter le marché spot quand il est à la hausse, notamment la pointe de 19h pas à nourrir de longues périodes.
A ce propos, quelqu'un a une explication des pointes à 400 vues cette semaine (Les 12,13,14) vers 20h sur le spot français ? Les 4Gw de gaz n'explique pas tout, car c'est à peu près tous les jours vers 20h, en même temps que l'hydraulique (8 GW), qui lui ne coûte pas grand chose, sachant que l'export n'avait pas l'air de monter non plus en volume.

On peut noter que l’augmentation du stockage sur batterie a eu lieu après le blackout, parce que les producteurs y ont été incités pour améliorer l'équilibrage du réseau, et les ressources disponibles. Si c'était pour les prix des producteurs et propriétaires de batteries, ils l'auraient fait avant. Après le blackout, la préoccupation était l'équilibrage du réseau, pas les prix spot négatifs.

Soit ces installations:

• sont financées et opérées par REE ou le gouvernement, et dans ce cas, il est bien possible qu'elles ne puissent *que* faire des services systèmes, c'est à dire réglage de fréquence et réserve de courte de durée. C'est le cas pour les batteries opérées ou financées par RTE chez nous et cela découle de la réglementation européenne sur les marchés de l'électricité : un gestionnaire de réseau public ne peut pas participer à des marchés d'arbitrage.
  Pour ceux que ca intéresse, voir le projet Ringo de RTE, qui ne peut pas prendre en compte les prix du MWh dans son pilotage. Ce n'est pas le meilleur exemple car Ringo visait surtout à éviter le repowering de lignes à hautes tension en zone montagneuse, mais il n'y a pas beaucoup de parcs de batteries opérés par RTE... selon moi pour cette raison).
• sont financées et opérées par des organismes privés, et dans ce cas, il faut à minima qu'un marché de services systèmes générant un retour sur investissement suffisant existe. C'est souvent fait par le biais des agrégateurs car il faut une capacité minimale pour participer à ces marchés (500MW-1GW de mémoire, ca va peut-être baisser).
  

Beaucoup de choses ont du changer du côté de REE, mais je dois avouer ne pas avoir suivi. Je sais que le projet de loi de modernisation du réseau de transport a été rejeté par les élus espagnols, mais je suppose que d'autres réformes ont dû être mises en application.

Il y a aussi l'effet de la chute des prix continue du matériel (de ~5% par an minimum ces dernières années) qui rend les investissements possibles et plus nombreux.
Pour illustrer avec des exemples que je connais mieux : un certain nombre de centrales solaires et éoliennes de 10-20MW construites il y a 20 ans et arrivant à échéance de leur contrat EDF OA investissent dans ~5MWh de batteries (1 à 2 containers 40 pieds) pour pouvoir continuer à vendre l'énergie sur les marchés, par le biais d'agrégateurs.
La centrale est rentabilisée, ils pourraient choisir de "simplement" brider la production lorsque l'agrégateur le leur demande et vendre le reste. Le coût du stockage a tellement baissé qu'investir et refaire des travaux est bien souvent plus intéressant économiquement *sur des installations déjà rentabilisées*.


Là où je te rejoins par contre, c'est que sur un système où le grid code est manifestement inadapté, installer des capacités de stockage pour absorber l'excédent solaire permet d'éviter une déconnexion des centrales solaires, et donc d'éviter de déstabiliser le système.
C'est plus un effet de bord à mon sens: il serait bien moins cher de payer les propriétaires des centrales solaires pour qu'elles modifient leur comportement (rester couplées à puissance active limitée voire nulle, utiliser leur capacité de conversion de puissance pour faire du réglage de tension, etc.). C'est ce qu'a fait l'Allemagne ces 10 dernières années, par exemple.
Ou d'installer des STATCOM/capacités constructives dans le réseau, mais à priori les élus espagnols ont rejeté l'idée.

Tu remarqueras que côté stockage hydro, on dépasse même la capacité théorique, 3.5 GW. En fin de journée solaire, on serait là au maximum de remplissage, est-ce qu'il ne devrait pas baisser aussi ?

Note que le ratio capacité/puissance est bien différent entre STEP et batteries : 1-2h, parfois 4 pour les batteries, 12h-2jours pour les STEP.
Donc bien souvent, elles sont en capacité d'absorber bien plus d'énergie, et la limite en puissance est due à d'autres facteurs, comme les règles de partage de la ressource en eau.

Et dans l'article que je citais précédemment, il y a un passage qui le précise :

Tu as tout à fait raison de dire que les batteries sont très rapides et très utiles pour les services systèmes comme la régulation de fréquence.
Là par contre, un parc de 196MW absorbait 16MW, si peu qu'on a du mal à imaginer un effet quelconque sur la fréquence. Peut-être, par contre, que ces capacités de batteries étaient bookées sur un marché de régulation de fréquence : sans écart de fréquence, pas d'échange de puissance.

C'est tout à fait possible, mais honnêtement, j'en doute : il est bien plus juteux de faire de l'arbitrage que de la régulation de fréquence dans un cas comme celui ci (excédent solaire en journée, fortes chaleur appelant de la conso le soir du fait de la climatisation). Surtout qu'à priori, le marché espagnol a les capacités de réglage de fréquence nécessaires (le black out n'était pas dû à un manque de capacité de puissance active).

Je pense que électricity map indique les flux à l'instant T, pas les capacités.

EM indique puissance actuelle par rapport à la capa installée (en puissance, bien sur).
C'est une capa installée et non une capa disponible : cela ne prend pas en compte les maintenances, défauts, limites de charge/décharge des batteries ou STEP car les réservoirs sont pleins, ou les restrictions techniques de capacité du fait de l'absence d'eau pour refroidir les centrales thermiques.

"-16 / 198" signifie que 16MW sont absorbés par des batteries à ce moment là sur 196MW capacité installée (ou déclarée) en puissance.
Limites en charge? Décharge ? état de charge ? capacité réservée pour tel ou tel marché lorsque les services sont empilés ? Invisible.

D'ailleurs, chez nous, RTE n'indique que les STEP, pas les batteries... je me demande pourquoi, on commence a avoir un peu de capa en service tout de même.

En matière de stockage, quand c'est plein et qu'il n'y a pas de demande, le flux est faible forcément.
A voir le prix du revient du Mwh stocké sur batterie ou ailleurs pour savoir le meilleur moment pour le vendre, ce qui est sûr c'est que le stockage batterie est surtout destiné à alimenter le marché spot quand il est à la hausse, notamment la pointe de 19h pas à nourrir de longues périodes.

Et dans l'exemple d'Alain, le prix au MWh était de 2 euros, alors qu'il était négatif quelques heures avant. L'arbitrage aura fait que ces batteries auront majoritairement choisi de charger plus tôt dans la journée, même si la différence de prix n'est que d'un ou deux euros/MWh.
Ce sont des batteries 1-2h, donc elles n'ont besoin que de ce temps là pour charger à pleine puissance. De plus, il n'y en a que 196MW, elles peuvent donc charger à fond toutes ensembles sans impact significatif sur les prix de gros, car il y a en face plusieurs GW de surproduction.

C'est mon avis, je peux me tromper, bien sûr.

A ce propos, quelqu'un a une explication des pointes à 400 vues cette semaine (Les 12,13,14) vers 20h sur le spot français ? Les 4Gw de gaz n'explique pas tout, car c'est à peu près tous les jours vers 20h, en même temps que l'hydraulique (8 GW), qui lui ne coûte pas grand chose, sachant que l'export n'avait pas l'air de monter non plus en volume.

SPOT est un marché d'ajustement, il y en a beaucoup d'autres.

Lorsque les prix SPOT font des pics à >300-400 euros/MWh, c'est que les responsables d'équilibre (fournisseurs d'énergie, très gros consommateurs industriels, etc.) prévoient une conso de leur périmètre supérieure à leurs capacités achetées à plus long terme. Le marché SPOT est déterminé à la veille pour le lendemain (je crois que ca va changer pour permette de l'intra-day).
Si SPOT arrive à résorber le déséquilibre *prévu à J-1*, normalement, ses prix ne s'enflamment pas.

Pour couvrir le déséquilibre offre/demande résiduel après les PPA, dispatching de capacités sur les différents marchés à moyen terme, aléas météorologiques, erreur de prévision de la consommation, etc., RTE opère des marchés de réserve et de services systèmes. Il passe des appels d'offre la veille pour le lendemain pour de la capacité qui ne sera mise en production qu'à sa demande.
Les coûts fixes et variables de ces mécanismes de réserves sont ensuite refacturés aux responsables d'équilibres, au prorata du déficit/excédent qu'ils ont réalisé. Le coût au MWh est là bien plus cher que le prix SPOT, même lorsqu'il s'envole.

Les capacités des centrales thermiques rapides (TAC gaz/fioul majoritairement, mais les cycles combinés aussi) se répartissent très souvent sur plusieurs marchés, à minima SPOT et FCR/FRR, en fonction de leur prévision de rentabilité, mais dans des jours de pénuries relative comme en ce moment, elles sont quasiment sûr d'être appelées peu importe le marché : autant tenter de bidder sur des marchés de réserve si possible, où le MWh est garanti d'être plus rémunérateur.
C'est donc autant de capacité qui ne sera pas disponible sur SPOT, et fera monter son prix.

Ajoute à cela:
- un déficit de ~20% de capacité nucléaire du fait du manque d'eau dans les fleuves, températures trop élevées, marées de méduses qui bouchent les filtres et forcent Gravelines à l'arrêt, etc.,
- un prix très élevé du gaz et du fioul, avec une pression du gouvernement sur les gros consommateurs de gaz pour réduire leur consommation, car on importe moins de gaz que prévu et que les stocks saisonniers sont bien moins remplis que prévu (60% vs 75-80% par rapport aux besoins pour passer l'hiver, de mémoire),
- moins de solaire que la semaine passée car perturbations nuageuses et fumées sur une partie du pays,
- une prod éolienne qui a relativement chuté elle aussi, surtout en soirée,
- une prod hydraulique au fil de l'eau au plus bas (Rhin quasiment à sec) et des barrages qui n'ont pas le droit de turbiner pour que la ressource en eau soit partagée,
- des besoins en climatisation plus importants que prévu car la vague de chaleur s'étire et perdure, notamment dans le sud est, alors qu'elle était prévue comme sur la fin en fin de semaine dernière,
- plein d'autres effets que je ne connais pas :-)

Les coûts fixes et variables de ces mécanismes de réserves sont ensuite refacturés aux responsables d'équilibres, au prorata du déficit/excédent qu'ils ont réalisé. Le coût au MWh est là bien plus cher que le prix SPOT, même lorsqu'il s'envole.

Les capacités des centrales thermiques rapides (TAC gaz/fioul majoritairement, mais les cycles combinés aussi) se répartissent très souvent sur plusieurs marchés, à minima SPOT et FCR/FRR, en fonction de leur prévision de rentabilité, mais dans des jours de pénuries relative comme en ce moment, elles sont quasiment sûr d'être appelées peu importe le marché : autant tenter de bidder sur des marchés de réserve si possible, où le MWh est garanti d'être plus rémunérateur.
C'est donc autant de capacité qui ne sera pas disponible sur SPOT, et fera monter son prix.

OK, effectivement, si je te comprends bien, c'est un aspect auquel je n'avais pas pensé:
Ce n'est pas le prix de revient de l'énergie source qui compte, mais le prix des générateurs opérationnels, mais en attente, ce qui rend leur MWh bien plus cher que si leur production était permanente, c'est la capacité de production excédentaire (et en ce moment il y en a beaucoup partout) qui augmente le prix des contrats à très court terme quand on en a besoin.
Pas assez de capacité fait monter le prix à long terme et trop fait monter le prix à court terme, mais trop de surcapacité sur le long terme amène à la fermeture des générateurs, logique.

Pour en revenir à ton passage sur le gaz et le fait que les stocks européens ne soient pas remplis à cause de prix de marché élevés, j'ose espérer qu'ils ont prévu un hiver aussi doux que l'été est chaud et que les besoins seront faibles, permettant ainsi d'attendre des jours meilleurs pour faire le plein.