​Les prix de règlement en temps réel dans l’ERCOT ont atteint un sommet de 561 $/MWh le 23 août et de 781 $/MWh le 26 août. Lors de ces deux soirées, les prix sur le marché en temps réel (RTM) sont restés dans la fourchette des centaines de dollars pendant plusieurs heures.

Cependant, lors de ces deux journées, le marché Day-Ahead (DAM) n’a jamais dépassé 100 $/MWh.

​À la place, le RTM s’est établi au-dessus du DAM à presque chaque intervalle sur les deux jours, et de plusieurs centaines de dollars lors du pic du soir.

​Les deux soirées présentaient une configuration similaire :

• plus de capacité thermique en arrêt que prévu pour le pic estival,
• production éolienne inférieure aux prévisions du DAM,
• et un niveau d'énergie faible dans les BESS avant l’arrivée de l’heure la plus chère.

Quelques différences clés entre les deux jours :

• une augmentation des indisponibilités thermiques entre la clôture du DAM et l’exploitation du RTM le 23,
• un écart de prévision éolienne plus important le 23, mais une production éolienne globalement plus basse le 26,
• et une congestion sévère du réseau ayant entraîné une séparation importante des prix entre zones le 26.

Points clés à retenir

• ​Les prix du RTM ont culminé à 561 $/MWh le 23 août et à 781 $/MWh le 26 août, dans les deux cas après le pic de décharge des BESS.
• Les indisponibilités thermiques étaient élevées les deux jours, avec une moyenne de 10,8 GW le soir du 23 et 8,7 GW le 26, contre une attente au 90e percentile de 8,5 GW pour août.
• Le 23, la situation s’est aggravée tardivement : les indisponibilités thermiques ont augmenté de 2,9 GW après la clôture du DAM, et l’éolien a terminé 41,8 % sous les prévisions à l’heure de pointe.
• Le 26, la situation a commencé tendue : l’éolien est tombé sous 2 GW à midi, la charge nette de pointe a atteint 74,6 GW, et les batteries avaient déjà déchargé 9,9 GWh avant midi pour une moyenne de 2,4 GWh.
• La congestion a touché une plus grande partie du réseau le 26 : 480 des 1 047 nœuds ont dépassé de 50 $/MWh le prix du hub, contre 65 le 23.

​Ce qui était constant sur les deux jours

​Les indisponibilités thermiques étaient élevées avant même le début de chaque soirée. La capacité pilotable en arrêt s’est établie en moyenne à 10,8 GW le soir du 23 et à 8,7 GW le 26. Selon le Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA) d’ERCOT, l’attente au 90e percentile pour août est de 8,5 GW.

Le vent est ensuite resté en dessous des prévisions lors des deux journées, avec une production inférieure de plus de 2,5 GW à ce qui était anticipé lors du DAM sur le pic du soir.

La prévision de la demande dans le DAM était presque parfaite, mais elle se situait près d’un record chaque jour, illustrant la croissance de la charge observée sur le réseau ERCOT cette dernière année.

Les deux journées ont culminé autour de 90 GW, en phase avec le reste de la semaine.

Cette conjonction d’événements a entraîné une hausse des prix en temps réel, et cette volatilité s’est traduite par une décharge des BESS supérieure à la moyenne en début de soirée.

Dans les deux cas, cela signifie que le pic de prix du RTM est survenu après le pic de décharge des BESS. La décharge a culminé à 19h50 le 23, mais les prix ont atteint leur maximum à 21h00. Le 26, la décharge a culminé à 20h05 et les prix à 22h15.

​Au fur et à mesure que l’état de charge baissait au fil de la soirée, le dispatch économique s’est déplacé plus haut dans la courbe d’offre.

Ce qui était unique au 23 août

​Les indisponibilités sont passées d’élevées à extrêmes. À la clôture du DAM, 7 958 MW de capacité pilotable étaient attendus en arrêt pour la soirée du 23. Lors des opérations en temps réel le lendemain soir, ce chiffre est monté à un pic de 11 003 MW.

Ce surplus de 2,9 GW n’était pas pris en compte dans le DAM. Cela a également rapproché la soirée à moins de 700 MW du pire scénario modélisé par ERCOT, soit 11,7 GW d’indisponibilités thermiques.

La production éolienne était également bien inférieure à l’hypothèse lors de la clôture du DAM. À 20h00, lors du pic de charge nette à un peu plus de 75 GW, la production éolienne totale était de 8,6 GW, soit 41,8 % en dessous de la prévision de 14,8 GW.

Ce qui était unique au 26 août

Sur les soirées du 19 au 23 août, l’éolien a produit en moyenne 11,4 GW. Le 23, la moyenne était de 9,8 GW.

Cependant, le 26, la moyenne est tombée à 5,8 GW, soit environ la moitié de la norme hebdomadaire, avec un minimum de 1,2 GW en début d’après-midi. L’éolien était aussi 2,3 GW sous les prévisions à l’heure de pointe, comme le 23.

Ce niveau extrêmement bas de production éolienne a contribué à la charge nette la plus élevée du mois, à près de 76 GW.

Une autre différence majeure était le manque d’énergie stockée disponible dans les batteries.

En se référant au graphique de décharge BESS de la section précédente, la matinée du 26 présente un pic absent le 23. Les batteries ont déchargé 9,9 GWh avant midi, contre une moyenne de 2,4 GWh sur deux semaines, en réponse à un événement de congestion matinal au sud du Texas.

Une grande partie de cette énergie déchargée n’a pas été reconstituée au cours de la journée. Les prix RTM de la mi-journée étaient en moyenne de 48 $/MWh contre une norme de 22 $/MWh sur deux semaines, et un prix DAM généralement entre 20 et 20 $/MWh.

Cela a incité de nombreuses batteries à ne pas se recharger à des prix en temps réel élevés, laissant la quantité totale d’énergie stockée dans les BESS bien inférieure aux 25 GWh observés la plupart des jours opérationnels cet été.

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​La congestion est apparue en RTM, pas en DAM

Sur le marché en temps réel, onze contraintes de transmission distinctes ont vu leur shadow price dépasser 1 000 $/MWh le 23, et dix-huit le 26. Sur le DAM, une seule contrainte a franchi ce seuil chaque jour, ce qui a limité la séparation des prix entre zones à moins de 50 $/MWh.

Le 26, la séparation entre zones de charge a atteint jusqu’à 300 $/MWh entre les zones Sud et Ouest pendant les heures du soir.