Les droits de revenus de congestion (CRR) et les droits financiers de transport (FTR) sont des contrats financiers qui peuvent aider les propriétaires et opérateurs de batteries à se prémunir contre les risques, et potentiellement augmenter leurs rendements.
Une fois qu'une ressource est connectée au réseau, ses opportunités de revenus dépendent de la dynamique des prix à l'endroit où elle se situe sur le réseau. À mesure que de nouveaux générateurs et lignes de transport modifient les flux et la topologie du réseau, les schémas d’offre et de demande – et donc les schémas de prix – évoluent.
Ces évolutions 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 au reste du réseau.
La localisation d'une batterie sur le réseau détermine en grande partie ses revenus marchands. Comment l'opérateur peut-il alors gérer le risque de prix localisé – et éventuellement profiter des différences de prix entre les nœuds ?
La réponse ? Les droits de revenus de congestion.
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Les droits de revenus de congestion 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. En général, il est plus élevé aux nœuds où la demande est excédentaire et plus faible là où l’offre est supérieure.
Le principe fondamental d’un CRR est de permettre aux participants du marché – qu’ils agissent en tant que producteurs, consommateurs ou stockeurs – de se couvrir contre le risque de prix localisé. Les unités de production peuvent bénéficier de prix plus élevés près des centres de consommation, et les consommateurs peuvent accéder à des prix plus bas dans les zones moins congestionnées.
Six caractéristiques définissent un CRR :
- Durée : La durée du contrat – généralement un mois ou une saison.
- Période d'utilisation : La plage horaire d’activation du contrat – typiquement heures pleines et heures creuses, dont la définition varie selon les régions.
- Volume : La quantité d’électricité 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 d’échange d’une zone de charge.
- Type : Un CRR peut être une « obligation » ou une « option ». Cet article se concentre sur la sous-catégorie obligation.
Les paiements CRR sont financés par les rentes de congestion collectées par l’opérateur du réseau. Cela les distingue des instruments de couverture classiques – tels que les contrats à terme et les options – des marchés financiers : il n’y a pas de contrepartie prenant le pari opposé. Le prix des contrats est fixé lors d’enchères qui ont lieu chaque mois ou chaque saison.
Les contrats CRR sont à la fois flexibles et purement financiers, et le puits n’a pas besoin d’être physiquement connecté à la source. De même, un participant de marché n’a pas besoin de posséder ou d’exploiter une infrastructure physique sur le nœud concerné par la transaction. C’est un point clé pour faire des CRR un outil de gestion du risque pertinent 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 contractée, en MW.
L’écart entre les deux prix est appelé le « basis » et se calcule comme le prix au nœud puits moins le prix au nœud source. Ces contrats utilisent les prix day-ahead des nœuds, et sont purement financiers : les opérations physiques n’entrent pas en jeu dans le règlement.
Prenons l’exemple du nœud de prix d’Angleton BESS dans ERCOT pour illustrer l’utilisation pratique des CRR.
Depuis sa mise en service en mars 2025 jusqu’en août 2025, Angleton a généré 16 $/kW via les services auxiliaires et 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 ERCOT de Modo Energy 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 Houston Load Zone Hub aurait rapporté un paiement CRR de 50 700 $ au détenteur du contrat.
La différence entre les deux prix nodaux pendant les heures pleines (en semaine de 7h à 21h) sur le trimestre atteint 5 073 $. Multipliez ce montant par le volume du contrat de 10 MW pour obtenir la valeur notionnelle de 50 700 $.
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 réduit 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 lever la contrainte de congestion.
Intégrer un contrat CRR aurait augmenté les revenus d’Angleton. Le CRR illustratif décrit ci-dessus aurait porté les revenus totaux à 210 000 $ – soit une hausse de 31 %.
Les CRR peuvent-ils couvrir le risque de basis 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. Les opérateurs doivent donc choisir le risque le plus important.
(Remarque : les options CRR fonctionnent différemment des obligations CRR, mais cela dépasse le cadre de cet article.)
Utiliser le nœud de la batterie comme source couvre les risques de pointe du soir, mais accroît l’exposition le matin
Considérons d’abord le cas où la batterie décharge avec des prix nodaux bas. Si le prix du hub est supérieur au prix nodal de la batterie, le CRR paie, compensant partiellement les faibles revenus de gros. Mais si le prix du hub est encore plus bas, la batterie doit verser des paiements CRR qui diminuent sa rentabilité.
Maintenant, prenons le cas de prix nodaux élevés. Ici, le CRR peut jouer un rôle moteur : si les prix du hub sont encore plus élevés, le contrat augmente encore les revenus – et aligne la performance de la batterie sur celle des autres de la zone. Si les prix du hub sont plus bas, les paiements CRR réduisent les entrées de revenus et diminuent le bénéfice tiré de la congestion locale.
Mais c’est le principe même d’une couverture : on sacrifie un peu de potentiel de gain pour se protéger contre les pertes.
Contrairement aux producteurs traditionnels, les CRR créent une dynamique unique pour les batteries lorsqu’il s’agit de charger.
Un CRR dont la source est 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 pour préparer la pointe du soir. Un prix de hub plus élevé génère des paiements CRR compensant les coûts de charge – ce qui est positif pour la batterie.
Mais la situation inverse est la pire des scénarios.
Un prix nodal élevé et un prix de hub bas signifient alors une charge coûteuse et d’importantes obligations CRR.
Placer le puits au nœud de la batterie peut couvrir le risque du matin
Bien que les termes « source » et « puits » évoquent des flux physiques d’énergie, les CRR sont purement des contrats 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 plus chères – c’est comme si la batterie achetait de l’électricité à un nœud source plus cher. Si les prix source et puits sont proches, le CRR augmente les sorties de trésorerie, mais dans une moindre mesure.
La vraie valeur de détenir un CRR avec un puits sur le nœud de l’actif apparaît lorsque les prix nodaux sont élevés au moment où l’actif doit charger. Si le prix du puits est équivalent ou supérieur au prix nodal, 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 inférieurs.
Quand utiliser un CRR pour couvrir le risque de basis ?
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 si les CRR constituent une couverture efficace.
- Congestion prévisible : Des schémas de congestion persistants sont de bons candidats pour les CRR.
- Risque asymétrique : Les CRR ne couvrent qu’une direction, alors que les batteries opèrent 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 assez 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 ?
Exploiter des dynamiques similaires, mais pas identiques, ailleurs sur le 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 également 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 une source sur le hub de prix Southern California Edison (SCE), peut réduire significativement les risques de revenus en hiver.
L’irradiance solaire diminue en hiver, mais l’ampleur de ce changement dépend de plusieurs facteurs, dont la latitude du site. Comme le site Henrietta est situé plus au nord que la plupart des autres fermes solaires – et que toutes les installations de la région SCE – son irradiance diminue davantage.
Cela signifiait qu’il y avait un plus faible volume d’énergie solaire bon marché disponible pour la charge d’Henrietta BESS. Les pluies accompagnant les atmospheric river events qui ont touché la Central Valley mais pas les déserts californiens ont accentué l’écart.
Dans la seconde moitié de décembre, le prix nodal de Henrietta BESS est tombé sous 20 $/MWh une seule fois, alors que le SCE LAP l’a fait six fois, atteignant même des valeurs négatives.
Un CRR du hub de charge SCE au nœud de Henrietta BESS aurait permis de profiter de ces prix de charge plus bas.
Le contrat atténue les risques liés à une région moins favorable au solaire que le désert.
Bien sûr, la situation était inversée plus tôt dans le mois : les prix nodaux de Henrietta étaient plus bas, entraînant des obligations CRR. Mais dans ce cas, Henrietta BESS serait sortie 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 grande centrale solaire d’une manière prévisible, et de contourner ce problème via un CRR. Pour Henrietta, le CRR illustratif découple ses revenus des dynamiques météorologiques locales pour sécuriser les recettes.
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 pourtant pas une obligation – les CRR sont des instruments polyvalents, et peuvent impliquer n’importe quels deux nœuds du réseau.
Ces situations relèvent davantage de la « spéculation » ou au moins de la « couverture statistique », car un tel CRR ne réagit pas directement aux variations du LMP de l’actif. Cependant, ils peuvent fournir les mêmes résultats que les couvertures directes évoquées plus haut.
Cette approche peut être particulièrement intéressante pour les propriétaires d’un portefeuille de BESS. Les sites individuels sont exposés à des risques corrélés lorsqu’ils sont situés dans des régions similaires ou reliés à des axes de transport communs. Un portefeuille de CRR peut remodeler l’exposition globale au risque, réduisant la corrélation avec les événements météorologiques ou les coupures de transport. 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 participants au marché – un CRR en heures pleines de SP15 à NP15, par exemple. Cette forte demande peut se traduire par une prime sur ces contrats.
Pour en savoir plus sur la manière dont les opérateurs de batteries peuvent utiliser les contrats de droits de revenus de congestion pour se couvrir contre le risque de basis nodal, contactez l’auteur à logan@modoenergy.com.
