Sintesi esecutiva:

• Il processo di consultazione di CAISO porterà nel 2025 a importanti cambiamenti nelle politiche e nella progettazione del mercato.
• Gran parte delle modifiche più rilevanti riguarda il funzionamento dei sistemi di accumulo a batteria, inclusa la gestione dello stato di carica e le modifiche al meccanismo di recupero dei costi d’offerta.
• Altri cambiamenti di più ampia portata riguardano la riforma del processo di connessione e le modalità di definizione degli obiettivi di approvvigionamento della Resource Adequacy, con probabili benefici per le batterie.

Gli abbonati alla Ricerca di Modo Energy scopriranno anche:

• Come vengono introdotte e sviluppate le iniziative politiche attraverso il processo di consultazione di CAISO.
• Le motivazioni dietro le iniziative in corso e i possibili risultati attesi.
• Come cambiano i tempi a seconda del tipo di iniziativa e quali sono le tempistiche per le questioni attualmente in discussione.

Come funziona il processo di consultazione di CAISO

Il California Independent System Operator (CAISO) gestisce il mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e il sistema di trasmissione dello stato, affidandosi a un processo strutturato di consultazione con gli stakeholder per perfezionare le politiche, sviluppare la progettazione del mercato e allineare le operazioni di rete ai requisiti normativi.

Il processo consente agli stakeholder di partecipare e contribuire a decisioni chiave che plasmano il funzionamento del mercato energetico californiano.

CAISO identifica inizialmente inefficienze di mercato, problemi di affidabilità e lacune normative che richiedono intervento.

Gli stakeholder possono presentare proposte di iniziative politiche, che CAISO valuta, documenta e traccia nel proprio catalogo di iniziative.

Successivamente, i partecipanti del settore possono fornire il loro contributo tramite gruppi di lavoro, forum tecnici e periodi di consultazione pubblica. Questi incontri sono aperti al pubblico, per garantire trasparenza e ampia partecipazione.

L’operatore di rete poi elabora e perfeziona le proposte basandosi sui contributi degli stakeholder, su modelli interni e sui requisiti normativi. Successivamente, CAISO valuta le politiche per verificarne la coerenza con gli obiettivi strategici e ne analizza l’impatto sull’efficienza del mercato e sull’affidabilità del sistema.

Infine, le proposte possono richiedere l’approvazione della Federal Energy Regulatory Commission (FERC) e del Consiglio di Amministrazione di CAISO, oltre al coordinamento con la California Public Utilities Commission (CPUC), prima di essere attuate.

Il processo di consultazione integra i contributi di una vasta gamma di partecipanti al mercato.

Il processo di consultazione di CAISO è in linea con gli obiettivi più ampi della CPUC per sostenere l’affidabilità della rete, l’energia pulita, la convenienza e l’accesso equo al mercato.

Quali cambiamenti sono attualmente in corso di valutazione?

Miglioramenti nella progettazione e modellazione degli accumuli

Nel 2025, CAISO prevede di riesaminare la gestione dello stato di carica e delle interruzioni, la revisione del sistema di recupero dei costi, l’ottimizzazione dell’offerta energetica di default e l’integrazione degli accumuli a livello di distribuzione. I principali miglioramenti riguardano:

Gestione dello Stato di Carica (SOC)

Obiettivi: Gli incontri con gli stakeholder esamineranno l’introduzione di un meccanismo di monitoraggio dello stato di carica su scala di sistema per una migliore gestione della disponibilità degli accumuli. Si è discusso di implementare un modello di SOC oggetto di offerta, in cui gli operatori possano presentare offerte in base allo stato di carica disponibile anziché alla sola potenza.

Un altro tema centrale è il miglioramento delle definizioni e dei calcoli del SOC, per aumentare la precisione della programmazione e prevenire l’indisponibilità imprevista delle risorse, specialmente in condizioni di rete critiche.

Impatto: L’introduzione di offerte basate sul SOC permetterà al mercato di sfruttare meglio le risorse di accumulo nei periodi di alta domanda. Gli operatori delle batterie avranno maggiore controllo e flessibilità nella partecipazione al mercato.

Recupero dei Costi d’Offerta (BCR) e Offerte Energetiche di Default (DEB)

Obiettivi: Il 25 gennaio 2025, FERC ha approvato le revisioni tariffarie di CAISO sulle regole di recupero dei costi d’offerta in tempo reale (BCR) per l’accumulo energetico. Per ulteriori dettagli su BCR e sulle modifiche tariffarie di CAISO, visita il nostro articolo precedente.

Gli stakeholder hanno riconosciuto che la revisione limita il rischio di manipolazione del mercato da parte degli accumuli, ma non risolve completamente le inefficienze di mercato.

Nell’ambito dell’iniziativa politica 2025, gli stakeholder effettueranno una revisione completa del quadro BCR per le batterie, valutando se sia ancora necessario e, in tal caso, in quali condizioni specifiche debba essere applicato.

Un altro tema chiave riguarda il perfezionamento delle Offerte Energetiche di Default (DEB) sia per gli accumuli stand-alone che ibridi, per riflettere meglio i costi e le differenze di prezzo tra i mercati Day-Ahead e Real-Time.

Impatto: A livello di sistema, l’obiettivo è ridurre le inefficienze di mercato e garantire che i partecipanti offrano energia a prezzi che riflettano i loro costi operativi. Gli operatori di batterie potrebbero vedere una riduzione nei pagamenti BCR, che attualmente rappresentano circa il 4% dei loro ricavi annuali.

Gestione delle interruzioni

Obiettivi: Un obiettivo è affrontare la non linearità, dove le prestazioni delle batterie non crescono in modo proporzionale, specialmente quando lo stato di carica è quasi pieno o scarico. Questo può influire sull’efficienza di carica/scarica, sui tempi di risposta e sull’affidabilità durante condizioni di rete critiche.

Un altro obiettivo è garantire che il modello di mercato riconosca le interruzioni specifiche degli accumuli, come squilibri di tensione e inefficienze di carica. L’iniziativa mira anche a consentire aggiornamenti dinamici sulle interruzioni, permettendo agli operatori di comunicare in tempo reale i vincoli a CAISO.

Impatto: Un migliore riconoscimento della non linearità aiuterà a migliorare le prestazioni e il monitoraggio delle batterie, aumentando così l’affidabilità del mercato. Gli operatori beneficeranno di meno penalità e mancati ricavi dovuti a aspettative di mercato non allineate.

Accumuli a livello di distribuzione e demand response

Nel processo di consultazione, CAISO sta portando avanti due importanti iniziative per migliorare la partecipazione della demand response (DR) e favorire la integrazione degli accumuli distribuiti e behind-the-meter.

L’obiettivo è rimuovere limiti e barriere attuali per consentire a queste risorse di contribuire in modo più efficace e aumentare la loro flessibilità operativa.

Obiettivi: Uno dei focus è il potenziale perfezionamento delle regole di mercato per gli accumuli a livello di distribuzione e quelli co-locati.

Attualmente, gli accumuli collegati a livello di distribuzione operano con tariffe ISO diverse rispetto a quelli collegati alla trasmissione. Queste batterie devono rispettare sia le regole degli operatori locali sia quelle del mercato all’ingrosso CAISO, causando disallineamenti tra programmazione e dispacciamento in tempo reale.

La politica mira ad allineare meglio i quadri normativi per i sistemi di accumulo a batteria a livello di distribuzione e trasmissione.

Le regole di mercato attuali trascurano anche i parametri e le sfide uniche degli accumuli co-locati. CAISO e gli stakeholder intendono perfezionare i processi di regolazione per garantire una remunerazione equa.

Inoltre, l’iniziativa potrebbe valutare la partecipazione delle DER nel Western Energy Imbalance Market (WEIM) e nell’Extended Day-Ahead Market (EDAM). CAISO esplorerà anche modelli per consentire alle risorse lato domanda di presentare offerte nei mercati Real-Time e svilupperà regole per risorse non tradizionali come gli elettrolizzatori a idrogeno.

Impatto: Queste iniziative probabilmente aumenteranno gli incentivi finanziari per gli accumuli a livello di distribuzione e co-locati nei mercati all’ingrosso CAISO. L’espansione dei programmi di demand response aiuterà CAISO a gestire meglio le variazioni di carico con la crescita delle rinnovabili, riducendo la necessità di nuova capacità di sistema.

Riforma del processo di connessione

Nel 2025, CAISO implementerà riforme approvate da FERC per semplificare e migliorare il processo di integrazione delle nuove risorse energetiche.

Le riforme prevedono l’adozione di un approccio a cluster per accelerare le valutazioni, requisiti finanziari e di controllo del sito più rigorosi per dare priorità ai progetti realmente fattibili, un approccio zonale alla capacità di trasmissione per ottimizzare le infrastrutture esistenti e riforme nella ripartizione dei costi.

CAISO e gli stakeholder stanno inoltre lavorando a ulteriori riforme da implementare insieme alle raccomandazioni FERC.

Ad esempio, le riforme del track 3 affrontano la priorità dei progetti all’interno dei cluster, modifiche al processo di assegnazione della Transmission Plan Deliverability (TPD) e chiarimenti per risorse di generazione e accumulo con lunghi tempi di realizzazione.

L’obiettivo di CAISO è dare priorità ai progetti in coda che possono progredire senza richiedere importanti aggiornamenti alla rete di affidabilità.

Impatto: I cambiamenti proposti semplificheranno probabilmente il processo di connessione e daranno priorità ai progetti con maggiori probabilità di entrare in esercizio, accelerando l’integrazione di nuove risorse e riducendo i ritardi.

Modellazione e progettazione del programma Resource Adequacy

Implementazione dello Slice of Day

Obiettivi: Nel 2025, CAISO è passato al modello Slice of Day (SOD) per la Resource Adequacy (RA). Finalizzata nel 2024, questa modifica è stata introdotta per valutare meglio il contributo delle risorse energetiche variabili e limitate in durata.

La politica passa da una valutazione su una sola ora di picco a un sistema orario, per garantire che ci sia capacità sufficiente per ogni ora della giornata.

Slice of Day suddivide la giornata in più fasce orarie. Ogni load-serving entity (LSE) deve procurarsi capacità sufficiente per coprire il fabbisogno energetico e le riserve durante tutte le 24 ore del giorno più critico di ogni mese.

Il giorno più critico – o “peggiore” – è definito come il giorno del mese che contiene l’ora con il picco di domanda simultaneo previsto più alto.

Impatto: Questo cambiamento modifica la valorizzazione delle risorse, poiché il loro contributo in termini di affidabilità verrà valutato su tutte le ore e non solo nei picchi.

Il modello Slice of Day comporta sia sfide che opportunità per l’accumulo energetico.

Le LSE ora devono considerare anche le esigenze di ricarica delle batterie: ad esempio, una batteria da 4 ore programmata per l’uso serale dovrà avere capacità in eccesso nelle ore precedenti per la carica.

Slice of Day riconosce inoltre il valore delle batterie che possono effettuare più cicli giornalieri, creando nuove opportunità.

Iniziativa politica sulla Resource Adequacy

Obiettivi: Nel 2025, CAISO e gli stakeholder stanno sviluppando una proposta preliminare per affinare la modellazione della Loss of Load Expectation (LOLE), l’accreditamento delle risorse, la gestione delle interruzioni e gli incentivi alla performance per la Resource Adequacy.

Una delle principali modifiche in discussione è il passaggio dal metodo Net Qualifying Capacity (NQC) al modello Unforced Capacity (UCAP), che regola l’accreditamento delle risorse in base alle performance storiche e ai tassi di interruzione.

Un’altra proposta introduce la Measuring Unavailable Resource Adequacy (MURA), che penalizza le risorse che non rispettano gli impegni RA nei periodi critici.

Impatto: Il passaggio da Net Qualifying Capacity a Unforced Capacity penalizzerà le batterie da quattro ore, riducendo la capacità RA riconosciuta e i relativi pagamenti.

Inoltre, linee guida più rigorose aumenteranno i rischi di mancata consegna per gli operatori. Le modifiche all’accreditamento UCAP e gli incentivi MURA daranno maggiore importanza all’affidabilità, flessibilità e disponibilità in tempo reale delle batterie.

Implementazione dell’Extended Day-Ahead Market

Obiettivi: CAISO sta portando avanti l’iniziativa Extended Day-Ahead Market (EDAM), con l’obiettivo di un lancio completo nel 2026.

L’EDAM espande il mercato Day-Ahead di CAISO ad altre utility dell’Ovest, consentendo acquisti e vendite di energia elettrica in modo coordinato. L’obiettivo è rafforzare l’affidabilità della rete, ridurre i costi dell’elettricità e favorire l’integrazione delle rinnovabili ottimizzando i flussi e la condivisione delle risorse su un’area più vasta.

L’onboarding EDAM e i test di integrazione inizieranno nel 2025. Il processo di consultazione è in corso per finalizzare le regole di partecipazione per le balancing authority.

Il personale ISO e gli stakeholder stanno sviluppando un processo uniforme di contabilità del carbonio per allineare gli stati con prezzi del carbonio e quelli con politiche alternative di riduzione delle emissioni. Si stanno valutando vari meccanismi di prezzo nell’EDAM, tra cui fast-start pricing e scarcity pricing.

Impatto: Ottimizzando l’impegno e la programmazione delle risorse su un’area più ampia, l’EDAM potrà gestire meglio la variabilità e l’incertezza, soprattutto con l’aumento delle rinnovabili.

Per i proprietari di batterie, il mercato ampliato offre maggiori opportunità di arbitraggio e servizi ancillari. Tuttavia, gli operatori dovranno adattarsi alle nuove regole di mercato e aggiornare le strategie di partecipazione per massimizzare i ricavi.

Nuovo standard per la manutenzione e l’operatività degli impianti BESS

Nel gennaio 2025, la California Public Utilities Commission (CPUC) ha proposto un piano per migliorare la sicurezza degli impianti di accumulo a batteria.

Questa proposta nasce a seguito di diversi incidenti di incendio e sicurezza presso impianti BESS. L’ultimo caso ha coinvolto uno dei più grandi siti di batterie operanti in CAISO, Moss Landing di Vistra, che ha costretto oltre 1.000 residenti all’evacuazione e rilasciato gas tossici nell’aria.

A differenza del consueto processo di consultazione in cui la CPUC indirizza CAISO a implementare cambiamenti, questa proposta è stata accelerata e pubblicata poche settimane dopo l’incendio di Moss Landing. Data l’urgenza di affrontare i rischi di sicurezza dei BESS, la CPUC ha agito direttamente per garantire un’immediata supervisione normativa.

Obiettivo: La CPUC mira a implementare il Senate Bill (SB) 1383 per stabilire nuovi standard di manutenzione e operatività per gli impianti BESS.

I proprietari degli impianti BESS dovranno inoltre predisporre piani di risposta e azione per le emergenze.

La CPUC esaminerà la proposta durante la Voting Meeting del 13 marzo 2025, che offrirà a stakeholder e pubblico la possibilità di commentare i punti all’ordine del giorno.

Impatto: Imponendo standard operativi rigorosi, la politica punta a proteggere la sicurezza dei residenti californiani, aumentando l’affidabilità della rete e il ruolo delle batterie nell’approvvigionamento energetico. Per CAISO, questi standard aiutano a prevenire interruzioni impreviste.

A livello di singola risorsa, proprietari e operatori potrebbero dover investire in sicurezza, monitoraggio e formazione per rispettare i nuovi protocolli. Sebbene ciò comporti costi iniziali, sarà probabilmente necessario per mantenere la fiducia pubblica e sostenere l’espansione futura degli impianti.

Cosa indicano le iniziative del 2025 per il futuro?

Con importanti cambiamenti normativi in arrivo, come l’introduzione dell’Extended Day-Ahead Market e le riforme del processo di connessione, il contributo degli stakeholder resta fondamentale per modellare il mercato energetico californiano.

Le iniziative mirano a bilanciare priorità come efficienza nei costi, affidabilità e accesso equo al mercato. Inoltre, molte delle potenziali modifiche favoriranno lo sviluppo di nuove risorse di generazione in CAISO e incentiveranno una gamma tecnologica sempre più diversificata.

Il processo rappresenta un dialogo continuo tra regolatori, utility e operatori di settore per mantenere affidabilità della rete ed efficienza del mercato mentre il mix energetico evolve.