Les Congestion Revenue Rights (CRR) et Financial Transmission Rights (FTR) sont des contrats financiers qui peuvent aider les propriétaires et exploitants de batteries à se couvrir contre les risques et, potentiellement, à augmenter leurs rendements.
Une fois qu'une ressource est connectée au réseau, la dynamique des prix à sa position sur le réseau détermine ses opportunités de revenus. À mesure que de nouveaux générateurs et lignes de transport modifient les flux d'énergie et la topologie du réseau, les schémas d'offre et de demande — et donc les schémas de prix — évoluent.
Ces changements peuvent réduire les écarts de prix et diminuer les revenus d'arbitrage pour les batteries. Par exemple, les écarts de prix dans la zone de charge de Houston ont diminué ces dernières années par rapport aux écarts sur le reste du réseau.
Étant donné que la position d'une batterie sur le réseau détermine largement ses revenus marchands, comment son exploitant peut-il gérer le risque de prix localisé — et éventuellement profiter des différences de prix sur le réseau ?
La réponse ? Les Congestion Revenue Rights.
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Les Congestion Revenue Rights permettent aux producteurs d'accéder à des prix plus élevés malgré leur localisation
Dans un réseau nodal, le prix marginal local (LMP) diffère d'un nœud à l'autre. Il est généralement plus élevé aux nœuds où la demande excède l'offre, et plus bas là où l'offre est excédentaire.
Le principe fondamental d'un CRR est de permettre aux acteurs du marché de se couvrir contre le risque de prix localisé. Ces acteurs incluent les unités de production, de consommation et de stockage. Les unités de production peuvent être exposées à des prix plus élevés près des centres de demande. En parallèle, les entités de consommation peuvent accéder à des prix plus bas dans des zones du réseau moins congestionnées.
Six caractéristiques définissent un CRR :
- Durée : La durée du contrat — généralement un mois ou une saison.
- Période d'utilisation : La plage horaire pendant laquelle le contrat est actif — généralement heures pleines et heures creuses, dont la définition varie selon la région.
- Volume : La quantité de puissance contractée, en MW.
- Source : Le point du réseau où l'énergie est injectée, par exemple le nœud du producteur.
- Puits : Le point du réseau où l'énergie est soutirée, souvent le hub de négociation d'une zone de charge.
- Type : Un CRR peut être une « obligation » ou une « option ». Dans cet article, nous nous concentrerons sur le type obligation.
Les paiements CRR sont financés par les rentes de congestion collectées par l'opérateur du réseau. (Les rentes de congestion sont les revenus que les opérateurs de réseau collectent grâce aux différences de prix entre les localisations lorsque les contraintes de transport empêchent l'énergie moins chère de circuler vers les zones où le prix est plus élevé.) Cela les distingue des instruments de couverture classiques des marchés financiers. Les contrats à terme et les options nécessitent une contrepartie prenant la position opposée. Avec les CRR, il n'y a pas de contrepartie qui prend l'autre côté du pari. Le prix des contrats est fixé lors d'enchères organisées chaque mois ou chaque saison.
Les contrats CRR offrent à la fois flexibilité et règlement purement financier, sans nécessiter de connexion physique entre la source et le puits. De même, un participant au marché n'a pas besoin de posséder ou d'exploiter une infrastructure physique au nœud concerné par la transaction. C'est un point clé qui fait des CRR un outil de gestion des risques viable pour les batteries.
Comment fonctionnent les CRR et comment augmentent-ils les revenus ?
Un CRR verse à son détenteur la différence de prix entre deux nœuds, multipliée par le volume de capacité contracté, en MW.
Les traders appellent la différence entre les deux prix le « basis » et la calculent en soustrayant le prix du nœud source du prix du nœud puits. Ces contrats utilisent les prix day-ahead des nœuds et sont des produits purement financiers. De plus, les opérations physiques n'entrent pas en compte dans le règlement.
Prenons le nœud de prix de la batterie Angleton BESS dans ERCOT pour illustrer comment les CRR peuvent être utilisés en pratique.
Depuis sa mise en service en mars 2025 jusqu'à août 2025, Angleton a généré 16 $/kW grâce aux services auxiliaires et à l'arbitrage énergétique, soit 160 000 $ au total. Ce site a été la batterie la plus performante en termes de taux de capture des prix Top-Bottom, comme présenté dans les rapports de référence de Modo Energy sur l'ERCOT pour août et septembre 2025.
Un contrat CRR de 10 MW en heures pleines au T2 2025 entre le nœud d’Angleton BESS et le hub de la zone de charge de Houston aurait généré un paiement CRR de 50,7 k$ au détenteur du contrat.
Le prix au nœud d’Angleton BESS est régulièrement inférieur à celui de la zone de charge de Houston pendant les heures de pointe. Cela s'explique par la présence d'une centrale solaire voisine de 380 MW qui fait baisser les prix à la mi-journée dans la région, et par le fait qu’Angleton, avec une puissance nominale de 9,9 MW, est trop petite pour résoudre la contrainte de congestion.
L'intégration d'un contrat CRR aurait augmenté les revenus d’Angleton. Le CRR illustratif décrit ci-dessus aurait porté les revenus totaux à 210 k$ — soit une hausse de 31 %.
Les CRR peuvent-ils couvrir le risque de base nodale d'une batterie ?
En résumé : oui, mais les batteries font face à des défis spécifiques.
Une batterie doit charger et décharger, mais un CRR standard ne peut couvrir qu’une seule de ces directions. Cela force les exploitants à choisir quel risque est le plus important.
(Remarque : les options CRR se comportent différemment des obligations CRR, mais cela dépasse le cadre de cet article.)
Utiliser le nœud de la batterie comme source couvre les risques du pic du soir, mais augmente l’exposition le matin
Considérons d'abord le cas où la batterie décharge lorsque les prix nodaux sont bas. Si le prix du hub est supérieur à celui du nœud de la batterie, le CRR paie, compensant partiellement de faibles revenus de gros. Mais si le prix du hub est encore plus bas, la batterie doit verser des paiements CRR qui réduisent sa rentabilité.
Considérons maintenant le cas où les prix nodaux sont élevés. Ici, le CRR peut jouer un rôle catalyseur : si les prix du hub sont encore plus élevés, le contrat augmente les revenus — et aligne la performance de la batterie avec celle des autres unités de la zone. Si les prix du hub sont plus bas, les paiements CRR réduisent les flux de revenus et atténuent l’avantage de la congestion locale.
Mais c'est le principe d'une couverture : on sacrifie une partie du potentiel de hausse pour se protéger contre la baisse.
Contrairement aux générateurs traditionnels, les CRR créent une dynamique particulière pour les batteries lorsqu'il s'agit de charger.
Un CRR dont la source est positionnée sur le nœud de la batterie augmente les risques liés à la charge à la mi-journée.
Si le prix nodal de la batterie est bas à midi, elle peut se charger à moindre coût en vue du pic du soir. Un prix de hub plus élevé générera des paiements CRR pour compenser les coûts de charge — ce qui est favorable à la batterie.
Mais la situation inverse est la pire des deux mondes.
Un prix nodal élevé et un prix de hub bas dans ce contexte signifieraient une charge coûteuse et d'importantes obligations CRR.
Positionner le puits sur le nœud de la batterie permet de couvrir le risque du matin
Bien que les termes « source » et « puits » évoquent des flux physiques d'énergie, les CRR sont des contrats purement financiers. Cela signifie qu’un CRR peut fonctionner « à l’envers » — du hub vers le nœud du producteur.
Ce type de CRR — avec un hub de charge comme source et le nœud de la batterie comme puits — peut couvrir les risques liés à des prix défavorables pendant les périodes de charge. La logique de la section précédente s’applique ici aussi.
En milieu de journée, des prix nodaux bas signifient que la charge est peu coûteuse. Le CRR avec un puits sur le nœud de l’actif peut rendre ces périodes de la journée plus coûteuses — comme si la batterie achetait l'énergie à partir d’un nœud source plus cher. Si les prix des nœuds source et puits sont plus proches, le CRR augmente les sorties de trésorerie, mais dans une moindre mesure.
La véritable valeur de la détention d’un CRR avec un puits sur le nœud d’un actif se manifeste lorsque les prix nodaux sont élevés au moment où l’actif doit se charger. Si le prix du puits est équivalent ou supérieur au prix nodal, alors détenir le CRR ne peut qu’augmenter les revenus nets. Mais les paiements CRR peuvent compenser significativement les coûts de charge si les prix du puits sont plus bas.
Quand utiliser un CRR pour couvrir le risque de base ?
La décision dépend du risque opérationnel qui menace le plus la rentabilité — la charge ou la décharge.
Après avoir étudié la dynamique des prix du nœud de l’actif et pris cette décision, trois critères déterminent quand les CRR offrent une couverture efficace.
- Congestion prévisible : Des schémas de congestion persistants sont de bons candidats pour les CRR.
- Risque asymétrique : Les CRR ne fonctionnent que dans une direction, alors que les batteries fonctionnent dans les deux — utilisez un CRR pour transformer ce risque en opportunité.
- Impact significatif sur l’économie du projet : Le risque de congestion doit être suffisamment important pour justifier la prime CRR. Même si les schémas de congestion changent, la couverture protège contre les scénarios défavorables.
À quoi pourrait ressembler ce processus décisionnel en pratique ?
Tirer parti de dynamiques similaires, mais pas identiques, dans d’autres parties du réseau
L’unité Henrietta BESS se trouve dans la zone de congestion NP15 en Californie, bien qu’elle soit située dans la moitié sud de l’État — à mi-chemin entre Fresno et Bakersfield.
Elle partage aussi son site avec la centrale solaire Henrietta de 100 MW, ce qui expose l’unité BESS de 10 MW à de grands écarts de prix. Mais cette dynamique comporte des risques, donc la batterie pourrait assurer ses revenus en acquérant un CRR avec un puits sur son nœud.
Détenir un tel CRR en heures pleines, avec sa source au hub de prix de Southern California Edison (SCE), peut réduire significativement les risques de revenus en hiver.
L’irradiance solaire diminue en hiver, mais l’ampleur de cette variation dépend de plusieurs facteurs, dont la latitude de mesure. Comme le site d’Henrietta est situé plus au nord que la plupart des autres centrales solaires — et que toutes les installations de la région SCE — son irradiance diminue davantage.
Cela signifie qu’il y avait un plus faible volume d’énergie solaire bon marché disponible pour charger Henrietta BESS. Les pluies associées aux rivières atmosphériques ayant touché la Central Valley mais pas les déserts californiens ont accentué cet écart.
Dans la seconde moitié de décembre, le prix nodal d’Henrietta BESS est tombé sous 20 $/MWh une seule fois, alors que le SCE LAP l’a fait six fois, allant même jusqu’à des valeurs négatives.
Un CRR du hub de charge SCE jusqu’au nœud d’Henrietta BESS aurait permis de profiter de ces prix de charge plus bas.
Le contrat permet de limiter les risques d’être dans une région moins favorable au solaire que le désert.
Bien sûr, la situation était inversée au début du mois : les prix nodaux d’Henrietta étaient plus bas, entraînant des obligations CRR. Mais dans ce cas, Henrietta BESS aurait été gagnante : le basis total en heures pleines sur le mois était de 517 $/MW.
L’analyse régionale maximise la valeur des CRR
Pour Angleton comme pour Henrietta, la connaissance des schémas de prix nodaux a permis une utilisation efficace des CRR. Dans le cas d’Angleton, cela vient du fait de reconnaître que l’unité se trouve du « mauvais » côté d’une centrale solaire bien plus grande de façon prévisible, et de contourner cette situation grâce à un CRR. Pour Henrietta, son CRR illustratif découple ses rendements des conditions météorologiques locales pour sécuriser ses revenus.
Les CRR sont des outils de gestion du risque de congestion, et la congestion est un phénomène local. Pour tirer le meilleur parti de ces contrats, la connaissance de la congestion locale est essentielle.
Les CRR sont des instruments flexibles
Dans chacun des exemples ci-dessus, le CRR impliquait le nœud d’une batterie donnée. Ce n’est pas une obligation — les CRR sont des instruments polyvalents, et peuvent concerner n’importe quels deux nœuds du réseau.
Ces situations relèvent davantage de la « spéculation », ou du moins de la « couverture statistique », car un tel CRR ne répond pas aux variations du LMP de l’actif. Cependant, ils peuvent donner les mêmes résultats que les couvertures directes évoquées précédemment.
Cette approche peut être particulièrement intéressante pour les propriétaires d’un portefeuille de BESS. Des régions similaires ou des chemins de transport apparentés créent des risques corrélés pour les sites individuels situés dans ces zones. Un portefeuille de CRR peut remodeler l’exposition globale au risque, réduisant la corrélation avec les événements météorologiques ou les pannes de réseau. Le bon ensemble de CRR peut adapter le profil de risque aux préférences de l’investisseur.
Cependant, certains de ces instruments de couverture peuvent être très recherchés par de nombreux acteurs du marché — par exemple, un CRR en heures pleines de SP15 à NP15. Et cette forte demande peut se traduire par une prime sur ces contrats.
Si vous souhaitez en savoir plus sur la manière dont les exploitants de batteries peuvent utiliser les contrats Congestion Revenue Right pour se couvrir contre le risque de base nodale, écrivez à l’auteur à logan@modoenergy.com.
