Depuis 2013, la Californie a ordonné la mise en service de près de 30 GW de nouvelles capacités au moyen d’appels d’offres ponctuels. Ces ordres émanent de la CPUC et obligent chaque service public relevant de sa compétence à acheter de nouvelles capacités. Ces mandats d’approvisionnement sont le moteur du marché bilatéral des capacités en Californie.

Les contrats conclus pour répondre à ces ordres d’approvisionnement, par le biais de contrats d’adéquation des ressources et de contrats d’achat d’énergie, représentent aujourd’hui 80 % des revenus des batteries dans le CAISO.

Le plus important de ces ordres dans l’histoire récente est celui de 2021 sur la fiabilité à moyen terme, qui a imposé 11,5 GW de capacités propres et pilotables, faisant du CAISO le plus grand marché de stockage d’énergie par batteries à ce jour. Le dernier ordre de fiabilité, portant sur 2030-2032 (décision D.26-02-057), s’étend jusqu’en juin 2032. Aucun ordre ne couvre encore la période à partir de 2033.

La California Public Utilities Commission (CPUC) souhaite remplacer ces ordres ponctuels par une obligation permanente : le Reliable and Clean Power Procurement Program (RCPPP).

Trois modèles sont à l’étude. Des groupes de défense des politiques publiques réclament une décision d’ici la fin de 2026.

Pour les développeurs, les modèles se distinguent surtout sur deux points : quels actifs sont admissibles et combien les acheteurs paieront avant qu’une pénalité ne devienne l’option la moins coûteuse.

L’option 3, qui recueille le plus de soutien, ne prend en compte que les nouvelles ressources. Elle impose aux acheteurs une pénalité égale au coût net total d’une nouvelle capacité (net CONE), soit environ 15 $/kW-mois, pour toute capacité qui n’est pas en service. Ce montant est proche du prix médian des contrats de tolling dans le CAISO. Les options 1 et 2 imposent une pénalité équivalant à la moitié de ce montant en cas de déficit contractuel.

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Découvrez comment les trois modèles du RCPPP modifieraient le processus actuel, comment leurs pénalités se comparent aux prix contractuels d’aujourd’hui et ce qu’un retard de décision signifierait pour les développeurs.

Points clés à retenir

• L’option 3 bénéficie du soutien le plus large. 17 des 25 contributeurs la soutiennent, pour la plupart sous conditions, et la CPUC n’avait pas publié de projet de décision en novembre 2026.
• L’option 3 comporte une échéance couperet dans deux ans. Les services publics doivent avoir contractualisé 100 % de leur obligation d’ici juin 2031 et avoir les capacités en service d’ici juin 2033. Les développeurs doivent disposer à temps de positions de raccordement permettant la livraison pour la vague de contractualisation de 2028-2031.
• Une décision tardive entraînerait un nouvel ordre d’approvisionnement pour 2033-2034. L’option 3 fonctionne par cycles de deux ans ; si le plan de ressources de l’État de février 2028 est manqué, la période 2033-2034 restera sans couverture, à moins qu’un nouvel ordre provisoire ne soit adopté.
• Les pénalités fixent un plafond indicatif aux prix des contrats. La pénalité de 15 $/kW-mois de l’option 3 correspond au prix médian des contrats de tolling. La pénalité de 7,50 $/kW-mois pour défaut de contractualisation des options 1 et 2 est inférieure au prix médian des contrats d’adéquation des ressources (RA), ce qui incite peu les services publics à signer tôt.
• L’option 3 ne récompense que les nouvelles constructions. Les actifs issus de l’ordre de fiabilité à moyen terme ne bénéficieront d’aucun crédit supplémentaire et devront s’appuyer sur la RA une fois leurs contrats arrivés à échéance, entre 2038 et 2043. Cela favorise les nouvelles centrales par rapport aux installations existantes pour atteindre les objectifs de GES et de fiabilité.

Ce que proposent les trois options du RCPPP

Chacune des options du RCPPP vise à déployer des capacités répondant à deux objectifs :

1. solliciter la construction de nouveaux projets afin de répondre aux futurs besoins en matière d’adéquation des ressources.