Le 1er septembre 2026, l’Illinois Commerce Commission (ICC) a approuvé 600 MW de contrats Indexed Storage Credit (ISC) à un prix d’exercice moyen de 442 $/MW-jour. Avec un ISC, un projet de stockage propose un prix d’exercice, puis reçoit ou rembourse la différence entre ce prix et un prix de référence du marché.

Il s’agissait du premier appel d’offres ISC de l’Illinois, en vue d’atteindre son objectif de 3 GW de stockage d’ici 2030. L’Illinois Power Agency (IPA) visait 1 038 MW lors de ce tour, laissant un déficit de 438 MW.

Bien que l’Illinois soit à cheval sur PJM et MISO, le déficit concerne uniquement PJM. La zone ComEd de PJM avait un objectif de 588 MW et n’a contracté qu’un seul projet de 80 MW. La zone Ameren de MISO visait 450 MW et a contracté quatre projets totalisant 520 MW. L’IPA n’a pas publié le nombre d’offres reçues dans chaque zone.

L’Illinois est l’un des deux États à avoir attribué des contrats ISC en septembre. NYSERDA a attribué 950 MW à New York parmi 46 offres totalisant 6,3 GW. Les deux programmes fonctionnent comme des contrats pour différence entre un prix d’exercice et un prix de référence. Cependant, ils diffèrent sur les critères d’éligibilité, la sélection des lauréats et le niveau de risque supporté par les projets.

Points clés à retenir

• L’ensemble du déficit du premier appel d’offres ISC de l’Illinois concerne la partie PJM de l’État. La zone ComEd de PJM a contracté 80 MW sur un objectif de 588 MW, tandis que la zone Ameren de MISO a contracté 520 MW sur un objectif de 450 MW.
• Au prix d’exercice moyen de 442 $/MW-jour, les projets Ameren auraient remboursé la compagnie chaque jour de juin à août 2025, en raison du prix élevé de la capacité estivale de MISO. Sur les 12 mois jusqu’en mai 2026, le contrat aurait néanmoins versé aux projets un solde net de 27 400 $/MW.
• L’Illinois a sélectionné les lauréats uniquement sur le prix et les a approuvés six jours après la clôture des offres. NYSERDA a pris en compte des critères non financiers en plus des prix d’exercice, et a mis environ huit mois pour choisir les gagnants.
• Les projets retenus en Illinois portent plus de risques que ceux de New York. Les remboursements ne sont pas plafonnés, et une indisponibilité forcée réduit ce qu’un projet reçoit mais pas ce qu’il doit.

Qu’est-ce que l’Indexed Storage Credit ?

L’ISC fonctionne comme un contrat pour différence. Chaque projet propose un prix d’exercice. Le contrat paie la différence entre ce prix et un prix de référence, qui estime ce qu’une batterie type pourrait gagner sur les marchés de l’énergie et de la capacité. Si le prix de référence dépasse le prix d’exercice, le projet rembourse la différence.

Le prix de référence comporte deux volets. La composante énergie est basée sur les écarts quotidiens top-bottom (TB) de la zone, ajustés pour un rendement aller-retour supposé. La composante capacité est un prix de capacité multiplié par un facteur d’accréditation.

En Illinois, l’éligibilité à l’ISC est réservée aux batteries autonomes de quatre heures, donc la composante énergie utilise toujours l’écart TB4 de la zone (la différence entre les quatre heures les plus chères et les quatre moins chères chaque jour) avec un rendement fixe de 85 %.

Le prix de capacité est celui de l’enchère de l’opérateur : le prix saisonnier du Planning Resource Auction (PRA) de MISO dans la zone Ameren, et le prix du Base Residual Auction (BRA) de PJM dans ComEd. L’accréditation correspond à la note du projet, approuvée par le RTO et actualisée chaque mai.

L’ISC est calculé chaque jour par rapport à un prix de référence par compagnie, avec Ameren Illinois et ComEd comme contreparties.

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ComEd n’a contracté que 14 % de son objectif

L’ICC a approuvé cinq projets autonomes de quatre heures :

• Gatehouse : 185 MW, Washington County (Ameren), Invenergy
• KCE IL 1 : 100 MW, Clay County (Ameren), Key Capture Energy