Sintesi Esecutiva
- I sistemi di accumulo a batteria nel CAISO hanno guadagnato oltre 12 milioni di dollari in pagamenti Bid Cost Recovery (BCR) tra gennaio e agosto 2024, ottenendo un aumento del 4% dei ricavi dal mercato all’ingrosso.
- Il 98% dei pagamenti BCR alle batterie proviene dal Mercato in Tempo Reale, poiché le deviazioni dai programmi Day-Ahead hanno portato a compensazioni per opportunità di guadagno perse.
- CAISO sta rafforzando le regole BCR per prevenire offerte strategiche, introducendo un meccanismo di prezzo proxy per limitare i pagamenti, garantendo comunque alle batterie il recupero dei reali costi opportunità.
Gli abbonati alla Ricerca Modo Energy scopriranno anche:
- Come le batterie hanno sfruttato i pagamenti BCR per vantaggi strategici e perché alcune hanno guadagnato più di altre.
- Cosa significano le nuove regole BCR di CAISO per gli operatori di batterie e come cambieranno il potenziale di ricavo nel 2025.
- Perché il BCR è stato più rilevante per le batterie rispetto ai generatori tradizionali e cosa questo indica sull’evoluzione del mercato CAISO.
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I pagamenti Bid Cost Recovery offrono agli accumuli a batteria un’integrazione del 4% sui ricavi all’ingrosso
Tra gennaio e agosto 2024, i sistemi di accumulo a batteria nel CAISO hanno guadagnato oltre 12 milioni di dollari in pagamenti Bid Cost Recovery (BCR).
Questi pagamenti hanno rappresentato in media un’integrazione del 4% sui ricavi del mercato all’ingrosso nei primi otto mesi del 2024.
Guardando al futuro, questo contributo tenderà probabilmente a ridursi a causa dei recenti cambiamenti di policy adottati da CAISO.
Tuttavia, il BCR continuerà a essere una componente rilevante dei ricavi per le batterie nel CAISO.
Ma cos’è il Bid Cost Recovery e in che modo le batterie di grande scala sono impattate in modo specifico?
Cos’è il Bid Cost Recovery?
Il Bid Cost Recovery è stato originariamente progettato per garantire che i generatori termici ottengano ricavi dal mercato all’ingrosso sufficienti a coprire i loro costi.
Questo è particolarmente rilevante quando una risorsa viene attivata per affidabilità e i prezzi di mercato non coprono i costi operativi.
Il Bid Cost Recovery assicura che le risorse di generazione ottengano ricavi superiori ai costi sostenuti quando vengono attivate dall’operatore di sistema per motivi di affidabilità. Questo incentiva i partecipanti a offrire energia a un valore coerente con i propri costi operativi.
In assenza di pagamenti BCR, le risorse probabilmente includerebbero un premio di rischio nelle loro offerte, aumentando i costi complessivi del sistema.
Al contrario, pagamenti BCR troppo elevati possono indicare inefficienze nell’impegno delle unità o nella loro attivazione.
I generatori hanno diritto ai pagamenti BCR quando i ricavi del mercato all’ingrosso non coprono i loro costi giornalieri di esercizio. Questi costi includono impegno, avvio, carico minimo, transizione e costi di offerta di energia.
Il BCR fornisce quindi "pagamenti di compensazione" alle unità quando i ricavi non coprono i costi.
CAISO garantisce che le risorse che offrono flessibilità di dispacciamento possano recuperare i costi di offerta entro 24 ore. Questa garanzia aiuta tali risorse a guadagnare almeno quanto i loro costi di offerta, o di più, se attivate.
Il sistema compensa costi e ricavi di ciascuna risorsa su tutte le ore della giornata. Calcola poi il Bid Cost Recovery separatamente per i mercati Day-Ahead e Real-Time per favorire la partecipazione a entrambi. Tuttavia, le risorse auto-programmate generalmente non hanno diritto a questa compensazione.
Nel 2024, i pagamenti BCR a tutte le unità di generazione CAISO sono stati in media vicini a 12 milioni di dollari al mese. Le risorse a gas naturale hanno ricevuto il 74% del totale.
Le batterie hanno ricevuto i pagamenti BCR più elevati tra le tecnologie non a gas naturale
Infatti, i pagamenti mensili BCR ai BESS nel CAISO sono stati in media di 1,5 milioni di dollari, ovvero 190 dollari per megawatt di capacità installata.
Le risorse BESS hanno ricevuto una quota molto maggiore dei pagamenti BCR rispetto alla quota di energia effettivamente fornita alla rete nel 2024.
Le batterie possono infatti variare la potenza quasi istantaneamente. Inoltre, sono in grado di passare da zero produzione a produzione attiva, senza dover mantenere una potenza minima costante per essere considerate "online".
Le batterie non necessitano di combustibile. Il loro costo principale è legato al prezzo dell’energia utilizzata per la ricarica.
Come fanno quindi le batterie a ottenere pagamenti BCR significativi, pur non avendo costi di avviamento, spegnimento, carico minimo o transizione?
I pagamenti BCR alle batterie si basano sui costi opportunità
Il BCR per i sistemi di accumulo a batteria è diverso rispetto ai generatori termici, principalmente a causa della natura limitata nella durata delle batterie.
Una batteria non ha costi di combustibile né limitazioni come i tassi di rampa o i tempi minimi di accensione/spegnimento. Tuttavia, può scaricare energia solo per un periodo limitato.
Di conseguenza, i "costi operativi" di una batteria si basano sul costo opportunità ogni volta che viene attivata per scaricare in un dato intervallo operativo.
Questo significa che l’offerta di una batteria per fornire energia non considera solo il costo di carica e scarica, ma anche il costo opportunità percepito di offrire – o talvolta di non poter offrire – energia in intervalli futuri.
Le attivazioni che portano alla scarica anticipata di una batteria possono impedirle di cogliere opportunità di ricavo più elevate più tardi nella stessa giornata. In questi casi, le batterie vengono compensate tramite il Bid Cost Recovery.
Tipicamente, ciò avviene quando la programmazione in Tempo Reale di una batteria differisce notevolmente dagli obblighi Day-Ahead, impedendole di rispettare gli impegni e di cogliere ricavi di maggior valore.
Vediamo un esempio utilizzando una batteria da 100 MW / 400 MWh che inizia la giornata operativa con 350 MWh e una serie di obblighi Day-Ahead.
Una batteria riceve premi Day-Ahead e viene attivata secondo tale programma nel Mercato in Tempo Reale all’inizio della giornata
Prima della giornata operativa, la batteria riceve premi per acquistare e vendere energia nel mercato Day-Ahead in varie ore del mattino e primo pomeriggio.
Nelle ore iniziali della giornata, dalle 00:00 alle 16:00, la batteria opera secondo questo programma Day-Ahead. Il dispacciamento in Tempo Reale rispecchia gli obblighi Day-Ahead.
Di conseguenza, non vi è alcuna deviazione dal programma Day-Ahead nel Mercato in Tempo Reale. Questo significa che il dispacciamento della batteria in questo periodo non comporta costi di offerta.
Nel tardo pomeriggio la batteria viene attivata per scaricare in Tempo Reale, senza obblighi Day-Ahead
Dalle 17:00 alle 19:00, i prezzi in Tempo Reale superano quelli Day-Ahead. In questo scenario, l’offerta della batteria è sufficientemente bassa da essere attivata in Tempo Reale, generando una deviazione dal programma Day-Ahead.
In questo caso, la batteria sostiene un costo di offerta positivo, poiché ottiene ricavi extra nel Mercato in Tempo Reale.
Inoltre, questa attivazione riduce lo stato di carica della batteria quasi a 0 MWh.
Il costo di offerta positivo corrisponde alla deviazione rispetto al programma Day-Ahead, moltiplicata per l’offerta della batteria in Tempo Reale. In questo caso la deviazione è di 100 MW, poiché la batteria viene attivata per scaricare 100 MW, pur avendo un obbligo Day-Ahead di 0 MW.
Nello stesso periodo, la batteria offre energia al prezzo Day-Ahead, ovvero 75 $/MWh tra le 17 e le 18 e 90 $/MWh tra le 18 e le 19.
Analogamente, i ricavi in Tempo Reale si calcolano moltiplicando la deviazione in Tempo Reale rispetto al mercato Day-Ahead per il prezzo marginale locazionale in Tempo Reale.
In questo esempio, dalle 17 alle 19, la batteria sostiene costi di offerta positivi per 10.208 dollari e guadagna ricavi dal mercato in Tempo Reale pari a 15.505 dollari.
La batteria si scarica completamente e non riesce a rispettare l’obbligo Day-Ahead serale, accumulando un costo di offerta negativo
Tra le 19:00 e le 20:00, la batteria esaurisce lo stato di carica e non riesce a rispettare l’obbligo Day-Ahead di scaricare 100 MW in quell’ora.
Questo comporta un “buy-back”, e i ricavi della batteria in Tempo Reale corrispondono al prezzo marginale locazionale in Tempo Reale moltiplicato per la deviazione – in MW – rispetto all’obbligo Day-Ahead. In questo caso, con prezzi in aumento, i ricavi in Tempo Reale sono pari a -15.327 dollari nell’ora.
Inoltre, usando lo stesso calcolo del costo di offerta visto in precedenza, la batteria accumula un costo di offerta negativo di -1.766 dollari.
Durante la giornata operativa, si accumulano ricavi e costi di offerta in Tempo Reale.
In questo esempio, la somma dei ricavi e dei costi di offerta in Tempo Reale porta a una perdita percepita, poiché i costi di offerta superano i ricavi. In altre parole, la differenza tra i costi di offerta cumulati (8.442 dollari) e i ricavi cumulati in Tempo Reale (178 dollari) è positiva, generando un pagamento BCR di 8.263 dollari.
Pertanto, la batteria riceve una compensazione per la scarica anticipata e il picco di prezzi in Tempo Reale successivo. Riceve pagamenti BCR come integrazione ai ricavi Day-Ahead e Tempo Reale.
Questo perché avrebbe potuto rispettare l’obbligo Day-Ahead se non fosse stata attivata anticipatamente.
Le deviazioni dagli obblighi Day-Ahead sono gestite diversamente tra generazione termica e batterie
Se un generatore termico non rispetta l’impegno Day-Ahead per carenza di combustibile, CAISO declassa l’unità per l’evento e la rende non idonea al Bid Cost Recovery.
Come visto nell’esempio, se una batteria non riesce a rispettare il programma Day-Ahead per insufficiente stato di carica, l’operatore può adeguare il dispacciamento allo stato di carica vincolante. Questo può comportare “buy-back” o “sell-back” di energia. Nonostante il limite fisico, la batteria resta idonea al Bid Cost Recovery.
Se un operatore di batterie prevede che i ricavi netti saranno almeno pari a quelli derivanti dall’esecuzione del programma Day-Ahead, può offrire a un costo inferiore nelle ore precedenti per ottenere attivazione anticipata.
Questo può causare inefficienze di mercato e rendere le risorse non disponibili nelle ore operative più critiche, quando domanda e prezzi sono al massimo.
Da gennaio ad agosto 2024, i BESS nel CAISO hanno guadagnato in media il 4% dei ricavi dai pagamenti BCR
Il 98% dei 12 milioni di dollari pagati ai BESS tramite BCR proveniva dal Mercato in Tempo Reale, che include sia il Fifteen Minute Market che il Real-Time Dispatch Market.
Al contrario, i pagamenti BCR associati al mercato Day-Ahead erano quasi nulli.
Nel mercato Day-Ahead, le batterie affrontano meno vincoli operativi che portano a programmazioni fuori merito, grazie all’orizzonte di ottimizzazione di 24 ore.
Il Mercato in Tempo Reale può ottimizzare solo su intervalli limitati di cinque o quindici minuti.
Come visto nell’esempio, questo può portare a decisioni di dispacciamento che impattano lo stato di carica della batteria anche oltre l’orizzonte di ottimizzazione del mercato. Questo può impedire il rispetto del programma Day-Ahead, generando un “buy-back” e un successivo pagamento BCR per compensare eventuali ricavi mancanti.
Come sta cambiando CAISO il meccanismo BCR?
Il design iniziale del Bid Cost Recovery ha sollevato preoccupazioni che le batterie potessero fare offerte strategiche per aumentare i pagamenti. Questo significa anche che spesso avrebbero rinunciato ai programmi Day-Ahead.
Per questo motivo, CAISO sta implementando modifiche ai protocolli per limitare queste conseguenze indesiderate. In sostanza, verranno riviste le regole BCR applicabili alle risorse di accumulo in tutti gli intervalli in Tempo Reale.
Con l’approvazione recente da parte di FERC, la tariffa CAISO utilizzerà ora un valore proxy per determinare il costo di offerta in Tempo Reale, invece del prezzo reale offerto dalla batteria. Il valore proxy sarà il minimo tra:
- L’offerta reale della risorsa nel mercato in Tempo Reale, oppure
- Il maggiore tra tre valori
- Il prezzo marginale locazionale Day-Ahead della risorsa (LMP)
- L’offerta energetica di default nel mercato in Tempo Reale
- Il prezzo marginale locazionale in Tempo Reale per quell’intervallo
Con queste modifiche, CAISO mira a limitare le opportunità di manipolazione del mercato, pur consentendo alle risorse di accumulo di recuperare i reali costi opportunità.
