Résumé exécutif

• Les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) en CAISO ont perçu plus de 12 millions de dollars de paiements Bid Cost Recovery (BCR) entre janvier et août 2024, apportant un bonus de 4 % aux revenus du marché de gros.
• 98 % des paiements BCR versés aux batteries proviennent du marché en temps réel, car les écarts par rapport aux programmes Day-Ahead ont entraîné une compensation pour les opportunités de revenus perdues.
• CAISO renforce les règles du BCR pour prévenir les enchères stratégiques, en introduisant un mécanisme de prix proxy afin de limiter les paiements tout en garantissant que les batteries récupèrent leurs véritables coûts d'opportunité.

Les abonnés à la recherche de Modo Energy découvriront également :

• Comment les batteries ont utilisé les paiements BCR pour un avantage stratégique et pourquoi certaines ont gagné plus que d'autres.
• Ce que signifient les nouvelles règles BCR de CAISO pour les opérateurs de batteries, et comment elles vont modifier le potentiel de revenus en 2025.
• Pourquoi le BCR a eu plus d'impact pour les batteries que pour les générateurs traditionnels, et ce que cela révèle sur l'évolution du marché CAISO.

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Les paiements Bid Cost Recovery offrent aux batteries un bonus de 4 % sur les revenus de gros

Entre janvier et août 2024, les systèmes de stockage par batterie en CAISO ont perçu plus de 12 millions de dollars en paiements BCR.

Ces paiements ont apporté, en moyenne, un supplément de 4 % sur les revenus du marché de gros au cours des huit premiers mois de 2024.

À l'avenir, cette contribution devrait diminuer en raison des récents changements de politique opérés par CAISO.

Cependant, le BCR restera une composante importante des revenus pour les batteries en CAISO.

Mais qu'est-ce que le Bid Cost Recovery et comment les batteries à grande échelle sont-elles spécifiquement concernées ?

Qu'est-ce que le Bid Cost Recovery ?

Le Bid Cost Recovery a été conçu à l'origine pour garantir que les générateurs thermiques perçoivent suffisamment de revenus sur le marché de gros pour couvrir leurs coûts.

Ceci est particulièrement pertinent lorsqu'une ressource est appelée pour la fiabilité et que les prix du marché ne suffisent pas à couvrir ses coûts d'exploitation.

Le Bid Cost Recovery garantit que les ressources de production perçoivent des revenus supérieurs à leurs coûts lorsqu'elles sont appelées par l'opérateur système pour la fiabilité. Cela encourage les participants à proposer de l'énergie à un prix conforme à leurs coûts d'exploitation.

Sans paiements BCR, les ressources intégreraient probablement une prime de risque dans leurs offres, ce qui augmenterait les coûts globaux du système.

À l'inverse, des paiements BCR gonflés peuvent révéler des inefficacités dans l'engagement ou le dispatch des unités.

Les générateurs sont éligibles aux paiements BCR lorsque les revenus du marché de gros ne couvrent pas leurs coûts d'une journée d'exploitation. Ces coûts incluent l'engagement, le démarrage, la charge minimale, la transition et les coûts d'enchère d'énergie.

Le BCR fournit alors des « paiements de compensation » aux unités lorsque leurs revenus ne suffisent pas à couvrir leurs coûts.

CAISO garantit que les ressources offrant de la flexibilité au dispatch peuvent récupérer leurs coûts d'enchère sur une période de 24 heures. Cette garantie permet à ces ressources de gagner au moins autant que leurs coûts d'offre, voire plus si elles sont appelées.

Le système compense les coûts et revenus de chaque ressource sur l'ensemble des heures de la journée. Il calcule ensuite le BCR séparément pour les marchés Day-Ahead et Real-Time afin d'encourager la participation aux deux. Cependant, les ressources auto-programmées ne bénéficient généralement pas de cette garantie de compensation.

En 2024, les paiements BCR à toutes les unités de production en CAISO ont atteint en moyenne près de 12 millions de dollars par mois. Les ressources au gaz naturel ont reçu 74 % du total.

Les batteries ont reçu le plus de paiements BCR parmi toutes les technologies hors gaz naturel

En effet, les paiements BCR mensuels aux BESS en CAISO ont atteint en moyenne 1,5 million de dollars, soit 190 $ par mégawatt de capacité installée.

Les ressources BESS ont reçu une part bien plus importante des paiements BCR que la part d'énergie qu'elles ont fournie au réseau en 2024.

Cependant, les batteries peuvent monter ou descendre en puissance presque instantanément. De plus, elles peuvent passer de zéro à une production non nulle, sans avoir à maintenir une puissance minimale pour être considérées comme « en ligne ».

Les batteries n'ont pas non plus besoin de carburant. Leur principal coût dépend du prix de l'énergie utilisée pour les recharger.

Alors, comment les batteries perçoivent-elles d'importants paiements BCR sans coûts de démarrage, d'arrêt, de charge minimale ou de transition ?

Les paiements BCR aux batteries sont basés sur les coûts d'opportunité

Le BCR pour les systèmes de stockage par batterie diffère des générateurs thermiques, principalement en raison de la nature limitée en durée des batteries.

Une batterie n'a pas de coûts liés au carburant ni de limitations comme les rampes de montée/descente ou des temps mini d'allumage/extinction. Cependant, elle ne peut décharger de l'énergie que pendant une durée limitée.

Ainsi, les « coûts d'exploitation » d'une batterie sont liés à son coût d'opportunité à chaque intervalle où elle est appelée à décharger.

Cela signifie que l'offre d'une batterie pour fournir de l'énergie ne tient pas seulement compte du coût de charge/décharge. Elle prend aussi en compte le coût d'opportunité perçu pour offrir – ou parfois ne pas pouvoir offrir – lors d'intervalles futurs.

Des décharges anticipées dans la journée peuvent empêcher la batterie de profiter d'opportunités de revenus plus importantes plus tard dans la même journée. C'est souvent dans ce cas que les batteries sont compensées par le BCR.

En général, cela survient lorsque le dispatch en temps réel d'une batterie diffère fortement de ses obligations Day-Ahead, ce qui peut l'empêcher de remplir ses engagements Day-Ahead et la priver de revenus à forte valeur ajoutée.

Prenons un exemple, avec une batterie de 100 MW / 400 MWh qui commence sa journée d'exploitation avec 350 MWh et une série d'obligations Day-Ahead.

Une batterie reçoit des attributions Day-Ahead et est dispatchée selon ce programme sur le marché temps réel au début de la journée

Avant la journée d'exploitation, la batterie reçoit des attributions d'achat et de vente d'énergie sur le marché Day-Ahead à différents moments du matin et du début d'après-midi.

Durant les premières heures (de minuit à 16h), la batterie fonctionne selon ce programme Day-Ahead. Le dispatch en temps réel reflète ses engagements Day-Ahead.

Ainsi, il n'y a pas d'écart par rapport au programme Day-Ahead sur le marché temps réel. Cela signifie que le dispatch de la batterie sur cette période n'entraîne aucun coût d'enchère associé.

En début de soirée, la batterie est appelée à décharger en temps réel, sans obligation Day-Ahead

Entre 17h et 19h, les prix en temps réel dépassent les prix Day-Ahead. Dans ce scénario, l'offre de la batterie est suffisamment basse pour qu'elle soit appelée en temps réel, ce qui marque un écart par rapport à son programme Day-Ahead.

Dans ce cas, la batterie enregistre un coût d'enchère positif, car elle génère des revenus excédentaires sur le marché temps réel.

De plus, ce dispatch réduit l'état de charge de la batterie à presque 0 MWh.

Le coût d'enchère positif correspond ici à la taille de l'écart de dispatch par rapport au marché Day-Ahead, multipliée par l'offre de la batterie en temps réel. Dans cet exemple, l'écart est de 100 MW car la batterie est appelée à décharger 100 MW alors qu'elle n'a aucune obligation Day-Ahead sur cette période.

Sur la même période, la batterie propose de l'énergie à la valeur du prix Day-Ahead, soit 75 $/MWh entre 17h et 18h et 90 $/MWh entre 18h et 19h.

De même, les revenus temps réel sont calculés en multipliant l'écart de dispatch temps réel par rapport au marché Day-Ahead par le prix marginal local temps réel.

Dans cet exemple, de 17h à 19h, la batterie enregistre des coûts d'enchère positifs de 10 208 $ tout en générant des revenus temps réel de 15 505 $.

La batterie est déchargée et ne peut remplir son engagement Day-Ahead du soir, accumulant un coût d'enchère négatif

Entre 19h et 20h, la batterie tombe à un état de charge nul. Elle ne peut donc pas remplir son obligation Day-Ahead de décharger 100 MW sur cette heure.

Cela entraîne un « rachat », et les revenus temps réel de la batterie correspondent au prix marginal local temps réel multiplié par l'écart temps réel (en MW) par rapport à son obligation Day-Ahead. Ici, avec la hausse des prix temps réel, cela équivaut à des revenus temps réel de -15 327 $ sur l'heure.

En utilisant le même calcul pour le coût d'enchère qu'en début de soirée, la batterie accumule un coût d'enchère négatif de -1 766 $.

Au fil de la journée d'exploitation, les revenus temps réel et les coûts d'enchère s'accumulent.

Dans cet exemple, le cumul des revenus temps réel et des coûts d'enchère aboutit à une perte perçue, les coûts d'enchère dépassant les revenus. Autrement dit, la différence entre les coûts d'enchère cumulés (8 442 $) et les revenus temps réel cumulés (178 $) est positive, aboutissant à un paiement BCR de 8 263 $.

Ainsi, la batterie est compensée pour son dispatch anticipé et la flambée des prix temps réel plus tard dans la journée. Elle reçoit des paiements BCR en supplément de ses revenus Day-Ahead et temps réel.

Ceci parce qu'elle aurait pu remplir son obligation Day-Ahead si elle n'avait pas été appelée plus tôt dans la journée.

Les écarts aux obligations Day-Ahead sont traités différemment pour le thermique et les batteries

Si un générateur thermique ne respecte pas son engagement Day-Ahead à cause d'une pénurie de carburant, CAISO réduit la capacité de l'unité pour la panne, la rendant inéligible au BCR.

Cependant, comme on le voit dans l'exemple, si une batterie ne peut remplir son programme Day-Ahead faute d'état de charge suffisant, l'opérateur peut ajuster son dispatch pour correspondre à l'état de charge effectif. Ce dispatch ajusté peut impliquer un rachat ou une revente d'énergie. Malgré cette limitation physique, la batterie est éligible au BCR.

Supposons qu'un opérateur de batterie anticipe que ses revenus nets seront égaux ou supérieurs à ceux de l'exécution du programme Day-Ahead. Il peut alors proposer à moindre coût sur les heures précédant le programme Day-Ahead pour obtenir un dispatch anticipé.

Cela peut conduire à des inefficacités du marché et rendre les ressources indisponibles lors des heures critiques où la demande nette – et les prix – atteignent leur pic.

De janvier à août 2024, les BESS en CAISO ont tiré en moyenne 4 % de leurs revenus des paiements BCR

98 % des 12 millions de dollars versés aux BESS via le BCR proviennent du marché temps réel, incluant le marché 15 minutes et le marché de dispatch temps réel.

À l'inverse, les paiements BCR associés au marché Day-Ahead étaient quasi nuls.

Sur le marché Day-Ahead, les batteries sont confrontées à moins de contraintes opérationnelles menant à des programmations hors ordre de mérite, grâce à l'horizon d'optimisation de 24h du marché Day-Ahead.

Le marché temps réel ne peut optimiser que sur un intervalle limité de cinq ou quinze minutes.

Comme vu dans l'exemple, cela peut entraîner des décisions de dispatch qui affectent l'état de charge de la batterie sur des intervalles hors de l'horizon d'optimisation du marché temps réel. Cela peut alors empêcher la batterie de respecter son programme Day-Ahead, déclenchant un rachat – et donc un paiement BCR – pour compenser tout manque à gagner.

Comment CAISO fait-il évoluer le mécanisme BCR ?

Ce design initial du BCR a soulevé des inquiétudes sur le fait que les batteries puissent enchérir stratégiquement pour gonfler les paiements, en délaissant leurs programmes Day-Ahead.

En conséquence, CAISO met en place des modifications de protocole pour limiter ces effets indésirables. En somme, les règles du BCR applicables aux ressources de stockage dans tous les intervalles temps réel vont être révisées.

Après acceptation récente par la FERC, le tarif CAISO utilisera désormais une valeur proxy pour déterminer le coût d'enchère temps réel, au lieu du prix réel proposé par la batterie. Cette valeur proxy sera le minimum entre :

1. L'offre réelle de la ressource sur l'intervalle du marché temps réel, ou
2. La plus grande des trois valeurs suivantes
1. Le prix marginal local Day-Ahead de la ressource
2. L'offre d'énergie par défaut sur le marché temps réel
3. Le prix marginal local temps réel pour l'intervalle

En mettant en œuvre ces changements, CAISO souhaite limiter les possibilités de manipulation du marché, tout en permettant aux ressources de stockage de récupérer leurs vrais coûts d'opportunité.