Ces derniers temps, de nombreux débats ont eu lieu concernant les impacts potentiels du NPRR (Nodal Protocol Revision Request) 1186 sur le stockage d’énergie par batterie dans le marché ERCOT. L’objectif du 1186 est de s’assurer que les ressources de stockage disposent d’un niveau de « charge » suffisant pour remplir leurs obligations de services auxiliaires.

Cependant, des acteurs du stockage d’énergie – et d’autres parties – ont exprimé des réserves. La proposition a déjà été assouplie par rapport à sa version initiale. Malgré une approbation unanime du conseil d’administration d’ERCOT en octobre, la PUC du Texas (Public Utility Commission) a reporté le vote.

Mais si le NPRR 1186 était adopté dans sa forme actuelle, à quoi ressemblerait-il concrètement ? Et comment cela affecterait-il les opérations de stockage d’énergie par batterie ?

[Note : cet article se concentre spécifiquement sur l’impact du NPRR 1186 sur les opérations physiques et la télémétrie des systèmes de stockage d’énergie par batterie. Il ne traite pas des pénalités financières proposées en cas de niveau de charge inférieur aux exigences.]

Que signifie le NPRR 1186 pour l’exploitation des ressources de stockage par batterie ?

Le NPRR 1186 a été conçu pour donner à ERCOT une visibilité sur l’énergie totale stockée – ou état de charge – détenue par les batteries à tout moment.

Cela exige des exploitants qu’ils fournissent des informations supplémentaires :

• Avant le jour d’exploitation, les exploitants doivent fournir des données COP (Current Operating Plan) supplémentaires – pour refléter l’état de charge prévu au début de chaque heure d’exploitation.
• En temps réel, les batteries doivent télémétrer leur état de charge actif.

Mais à quoi cela pourrait-il ressembler concrètement ?

• Si une batterie a une responsabilité de 5 MW en services auxiliaires, elle doit disposer d’au moins 5 MWh de charge au début de l’heure d’exploitation.
• À mi-parcours de l’heure, il lui faut 2,5 MWh – soit l’énergie nécessaire pour maintenir 5 MW de puissance pour le reste de l’heure.
• Si la ressource a à nouveau une responsabilité de 5 MW à l’heure suivante, l’exigence de charge repasse à 5 MWh.

ERCOT communique le niveau minimal de charge requis aux fournisseurs de stockage. Celui-ci dépend des obligations actuelles de services auxiliaires de chaque actif et du temps restant dans l’heure d’exploitation.

Le calcul fonctionne de la même manière – mais dans le sens inverse – pour les services auxiliaires conçus pour ramener la fréquence vers 60 Hz (comme le Regulation Down).

À quoi pourraient ressembler les opérations de stockage par batterie sous le NPRR 1186 ?

Examinons l’impact potentiel du NPRR 1186 sur l’exploitation d’une batterie de 100 MW. La ressource a remporté un contrat pour assurer 90 MW de Responsive Reserve Service (RRS) sur le marché Day-Ahead, pour livraison sur deux heures d’exploitation – de 12h00 à 14h00.

Première heure d’exploitation (12h00 - 13h00)

À 12h00 (début de la première heure), la batterie dispose de 90 MWh d’énergie stockée. Durant cette heure, la fréquence reste relativement stable. Cela entraîne une sollicitation minimale de la batterie pour la réponse automatique en fréquence.

• Au cours de l’heure, la batterie reçoit occasionnellement des consignes de décharge. Ce faisant, son état de charge passe sous le niveau requis pour remplir ses obligations pour l’heure entière – cependant, comme le temps a avancé, la batterie ne descend jamais en dessous de ses obligations actualisées.
• Comme cette batterie a également une obligation pour l’heure suivante (à partir de 13h00), elle ajuste sa courbe d’offre pour recevoir un point de consigne de charge (ou instruction de dispatch) – afin d’atteindre le niveau de charge requis au début de la période suivante.
• Pour permettre cela, ERCOT accorde un « crédit de charge ». Cela signifie que les exigences de charge sont en réalité plus faibles (voir 12h45) pendant que la batterie se recharge, et la batterie n’est pas pénalisée. (Si le service auxiliaire était sollicité pendant la charge, la batterie cesserait simplement de charger – et continuerait ainsi à remplir partiellement son obligation, en aidant la fréquence à revenir vers 60 Hz.)

Deuxième heure d’exploitation (13h00 - 14h00)

À 13h00 (début de la seconde heure), l’exigence de charge repasse à 90 MWh. Un événement de fréquence survient durant cette heure. La batterie fournit alors une réponse automatique en fréquence.

• Suite à cela, le RRS est déployé pour aider à ramener la fréquence vers 60 Hz.
• La ressource ajuste ensuite son planning RRS de 90 à 0 MW. Cela permet de libérer la capacité réservée pour le dispatch économique.
• La ressource reçoit alors des consignes de décharge correspondant à sa capacité accrue de décharge, ce qui réduit son état de charge.
• Plutôt que de ramener l’état de charge de cette batterie à 90 MWh, le QSE transfère une partie de la responsabilité de service auxiliaire vers une autre ressource. Cela évite d’avoir à recharger la batterie à un moment inopportun.
• C’est pourquoi – à la fin de la deuxième heure – la responsabilité RRS de la ressource diminue à 50 MW. Puisque le RRS a été rappelé et que la ressource réserve moins de capacité pour les services auxiliaires, le HASL augmente (autrement dit, la ressource réserve moins de capacité pour les services auxiliaires).

La capacité de stockage batterie sera-t-elle retenue en cas d’urgence énergétique ?

La réponse courte est non. Lors d’une journée de capacité réellement tendue, quand ERCOT dispose de faibles réserves, il est probable que les services auxiliaires soient déployés. Ainsi, la capacité de stockage batterie réservée pour les services auxiliaires resterait disponible pour le dispatch économique. Cette capacité pourrait donc recevoir des points de consigne et contribuer à la stabilité du réseau.

Le 6 septembre 2023, ERCOT a déclaré une urgence énergétique, en raison d’une baisse de fréquence et de faibles réserves. Avant la déclaration d’urgence, tous les services auxiliaires avaient été libérés. Cela signifie qu’aucune capacité BESS n’était indisponible au moment le plus critique de la journée.

Même avec la mise en œuvre du NPRR 1186, cela resterait vrai. En réalité, ce genre de situation est précisément ce que le NPRR vise à encadrer.

Qu’est-ce que cela signifie au final ?

Avec le NPRR 1186, l’exploitation deviendrait plus complexe – mais les ressources ne seraient pas limitées dans leur capacité à obtenir la même quantité de services auxiliaires qu’aujourd’hui. Une grande partie de cette complexité supplémentaire existe déjà (dans le modèle d’exploitation du réseau ERCOT et les exigences actuelles de télémétrie).

Lors de périodes où le réseau est sous tension en raison d’un manque de capacité, le NPRR 1186 ne limiterait pas – en théorie – la capacité des batteries à contribuer à la stabilité du réseau. En effet, lorsque l’offre est limitée et que les réserves sont basses, ERCOT déploiera ses services auxiliaires avant d’atteindre un état d’urgence énergétique. Cela garantit que la capacité réservée ne sera pas inutilisée lors d’opérations d’urgence.

Cependant, certains risques sont associés à cette réglementation potentielle. Dans certaines situations, la sanction financière proposée (25 000 $ par intervalle de dispatch jugé insuffisant) pourrait envoyer un mauvais signal aux batteries, les incitant à faire le contraire de ce dont le réseau a besoin lors d’événements de rareté multi-heures, afin d’éviter les amendes. Lors d’un déploiement sur plusieurs heures, cela pourrait également forcer les ressources à se recharger lors de périodes de prix très volatiles, notamment lorsque l’opérateur de batterie a des obligations sur plusieurs actifs et plusieurs heures.

En somme, le NPRR 1186 introduit indéniablement un risque supplémentaire pour les actifs de stockage batterie, en particulier quant à leur mode d’exploitation actuel et à court terme. Il est probable que cela oblige les batteries à adopter un comportement d’enchère plus prudent sur les marchés de services auxiliaires – du moins lors de journées où un événement de rareté sur plusieurs heures est envisageable.

Au final, nous ne savons même pas si le NPRR 1186 sera approuvé par la PUC. S’il est mis en œuvre, il pourrait modifier la façon dont les batteries participent aux marchés de services auxiliaires, notamment lors de journées à forte volatilité. Il est probable que ce type de changements était déjà en vue avec la saturation attendue des services auxiliaires en 2024, mais le risque supplémentaire lié à des sanctions potentiellement lourdes pourrait encore renforcer l’intérêt pour l’arbitrage énergétique chez les opérateurs de batteries.