​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 plusieurs heures dans la fourchette des centaines de dollars.

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

​Au contraire, le RTM s’est établi au-dessus du DAM à presque chaque intervalle, et de plusieurs centaines de dollars pendant le 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 des batteries (BESS) faiblement chargées avant l’arrivée de l’heure la plus chère.

Quelques différences clés entre les deux jours :

• une augmentation des indisponibilités de production thermique entre la clôture du DAM et les opérations RTM le 23,
• un écart de prévision éolienne plus important le 23, mais une production éolienne globale plus faible le 26,
• et une congestion du réseau plus sévère, provoquant une séparation des prix entre zones le 26.

Points clés à retenir

• ​Les prix RTM ont culminé à 561 $/MWh le 23 août et à 781 $/MWh le 26 août, à chaque fois après le pic de décharge des batteries BESS.
• Les indisponibilités thermiques étaient élevées les deux jours, en moyenne 10,8 GW le soir du 23 et 8,7 GW le 26, contre une attente du 90e percentile pour août de 8,5 GW.
• Le 23 août a connu une dégradation tardive : les indisponibilités thermiques ont augmenté de 2,9 GW après la clôture du DAM, et l’éolien était 41,8 % sous les prévisions à l’heure de pointe.
• Le 26 août a commencé en déficit : l’éolien est descendu sous 2 GW à la mi-journée, la charge nette de pointe a atteint 74,6 GW, et les batteries avaient déjà déchargé 9,9 GWh avant midi, contre une moyenne de 2,4 GWh.
• La congestion a touché une part bien plus large du système le 26 août : 480 des 1 047 nœuds ont dépassé le hub de 50 $/MWh, 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 était en moyenne de 10,8 GW le soir du 23, et de 8,7 GW le 26. Selon le Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA) d’ERCOT, l’attente du 90e percentile pour août est de 8,5 GW.

L’éolien a ensuite été inférieur aux prévisions les deux jours, fournissant plus de 2,5 GW de moins que prévu lors du pic du soir à la clôture du DAM.

La prévision DAM pour la demande était quasiment exacte, mais proche d’un record chaque jour, illustrant la croissance de la charge observée sur le réseau ERCOT cette année.

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

Cette conjonction d’événements a entraîné des prix en temps réel élevés, et cette volatilité a provoqué une décharge BESS supérieure à la moyenne en début de soirée.

Dans les deux cas, le pic de prix RTM est donc survenu après le pic de décharge BESS. La décharge a atteint son maximum à 19h50 le 23, mais les prix ont culminé à 21h. Le 26, la décharge a culminé à 20h05 et les prix à 22h15.

​À mesure que le niveau de charge diminuait en soirée, le dispatch économique s’est déplacé plus haut dans la pile d’offres.

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 prévus indisponibles pour la soirée du 23. Lors des opérations en temps réel le lendemain soir, ce chiffre était monté à un pic de 11 003 MW.

Ce surplus de 2,9 GW n’était pas intégré dans les prix DAM. Cela a aussi rapproché la soirée à moins de 700 MW du pire scénario d’indisponibilité thermique modélisé par ERCOT, soit 11,7 GW.

La production éolienne était aussi nettement inférieure aux hypothèses du DAM. À 20h, lorsque la charge nette a atteint un peu plus de 75 GW, la production éolienne totale était de 8,6 GW, soit 41,8 % de moins que 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.

Le 26, elle n’était plus que de 5,8 GW, soit environ la moitié de la norme de la semaine, avec un creux à 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 revenant au graphique de décharge BESS de la section précédente, la matinée du 26 montre 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 dans 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 conduit de nombreuses batteries à hésiter à se recharger à des prix en temps réel élevés, laissant la quantité totale d’énergie stockée dans les BESS bien inférieure aux 25 GWh typiques observés la plupart des jours opérationnels de l’été.

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​La congestion s’est manifestée sur le RTM, pas sur le DAM

Sur le marché en temps réel, onze contraintes de transport distinctes ont vu leur shadow price dépasser 1 000 $/MWh le 23, et dix-huit le 26. Sur le DAM, une seule contrainte y est parvenue chaque jour, limitant la séparation des prix entre zones à moins de 50 $/MWh.

Le 26, l’écart entre zones de charge a atteint 300 $/MWh entre les zones Sud et Ouest en soirée.