Les marchés américains de la capacité électrique en mutation dans le cadre de la transition énergétique vers les énergies renouvelables

Les opérateurs de réseaux électriques, les acteurs du marché et les parties prenantes de l’est des États-Unis sont en train de mettre à jour la conception des marchés de capacité pour tenir compte de la part croissante des énergies renouvelables entrant sur ces marchés. Les questions clés incluent l’évaluation équitable de la capacité que chaque ressource apporte au système et la manière dont cette capacité contribue à la fiabilité.

Les opérateurs de systèmes indépendants de la Nouvelle-Angleterre et de New York et PJM Interconnection exploitent des marchés de capacité qui paient collectivement des milliards de dollars aux producteurs d’électricité pour s’engager à fournir de l’électricité à une date future. ISO-NE et PJM gèrent des marchés de capacité à terme sur trois ans et le NYISO administre un marché de capacité à court terme.

Ces marchés ont été initialement conçus lorsque le mix de ressources se composait principalement de ressources de production thermique comme le charbon, le gaz naturel et l’énergie nucléaire, avec un peu d’hydroélectricité du côté des énergies renouvelables. Cependant, les politiques au niveau des États conçues pour lutter contre le changement climatique en réduisant les émissions de gaz à effet de serre en utilisant principalement l’énergie éolienne et solaire, ainsi que l’accent mis au niveau des entreprises sur l’ESG et la décarbonisation modifient le mix des ressources de production d’électricité.

Les ressources thermiques et hydrauliques ont des facteurs de capacité plus élevés – le rapport de la puissance produite par une unité de production pendant une période donnée par rapport à la puissance qui pourrait être produite à pleine puissance pendant la même période – que les énergies renouvelables intermittentes.

“Nous avons un mélange de ressources en évolution, il est donc important de faire une comparaison de capacité de pommes à pommes qui soit équitable entre ces diverses ressources”, a déclaré Jason Burwen, vice-président du stockage d’énergie au groupe commercial American Clean Power Association, à S&P Global. Aperçu des marchandises.

“La deuxième partie de la conversation est que nous avons des cas réels de conditions météorologiques extrêmes affectant des types de ressources similaires, entraînant de mauvais résultats”, a déclaré Burwen.

Faire ces comparaisons de capacité de pommes à pommes au milieu d’un mélange d’approvisionnement changeant combiné à des événements météorologiques extrêmes se rejoignent dans une conversation sur la façon d’évaluer l’adéquation des ressources dans ce nouvel environnement, a-t-il déclaré.

Nouvelles approches

Cette énergie vers des volumes de transitions beaucoup plus importants a incité les gestionnaires de réseaux électriques à mettre en œuvre de nouvelles approches pour mesurer la valeur de capacité des ressources d’énergie renouvelable en utilisant des méthodologies de capacité de charge efficace. PJM met en œuvre l’approche ELCC sur son marché de capacité, le NYISO adopte une approche similaire et ISO-NE l’étudie.

ELCC est une méthode dynamique pour mesurer la contribution d’une ressource à un service fiable de la charge.

Naturellement, la mise en œuvre équitable de nouvelles règles de marché à l’aide d’ELCC a été compliquée dans certains cas.

Par exemple, un groupe de producteurs d’électricité PJM a remis en question la délivrabilité des ressources de capacité d’énergie renouvelable, affirmant que les volumes de capacité dégagés par le passé avaient été surestimés et provoquant un désaccord sur qui devrait payer pour les mises à niveau de transmission à l’avenir.

Cette dernière controverse sur le marché de la capacité PJM porte sur la question de savoir si les ressources éoliennes et solaires ont acquis des obligations de capacité supérieures à ce qu’elles peuvent fournir. Les MW d’énergie éolienne et solaire accrédités “soutenus par de l’énergie d’enchères non livrables” ont été inclus et compensés sur les marchés de capacité précédents et ont été inclus dans la pile d’approvisionnement pour l’enchère 2023-2024, a déclaré le PJM Power Providers Group, ou P3, dans une lettre au conseil d’administration de PJM.

Le groupe a suggéré que PJM devrait retirer ces ressources éoliennes et solaires de l’enchère de capacité de juin. P3 répertorie une douzaine de membres sur son site Web, dont Calpine, Vista, Tenaska, NRG, LS Power et d’autres.

Cependant, un groupe de parties prenantes représentant les intérêts des énergies renouvelables a répondu par sa propre lettre au conseil d’administration de PJM, affirmant que le cœur de la plainte de P3 est que PJM prend en compte la production historique complète des ressources intermittentes lors de la détermination de leur valeur de capacité, P3 affirmant que cette pratique de longue date viole en quelque sorte tarif de PJM et soulève des risques de fiabilité imminents.

Le conseil d’administration de PJM a répondu aux deux groupes de parties prenantes dans une lettre de mars indiquant que PJM avait examiné les affirmations de P3 concernant la mise en œuvre de la méthodologie ELCC et l’accréditation des ressources renouvelables et a déterminé que sa mise en œuvre ELCC “est conforme à l’accord d’assurance de fiabilité”.

Le débat sur la productibilité des ressources énergétiques renouvelables se poursuit, mais les ressources énergétiques renouvelables n’ont pas été retirées de l’enchère de capacité de juin. Le débat se concentre sur les mises à niveau de transmission nécessaires pour augmenter la délivrabilité.

L’opérateur de réseau de New York a récemment fait approuver une proposition d’ELCC par la Federal Energy Regulatory Commission. Dans un dossier de conformité, le NYISO a défendu son approche pour déterminer les contributions marginales à la fiabilité des ressources de capacité en utilisant la méthodologie ELCC.

Une partie de la discussion des parties prenantes sur les modifications des règles du marché de la capacité a porté sur l’opportunité d’adopter une approche ELCC marginale ou moyenne. PJM a choisi d’utiliser l’approche moyenne, tandis que le NYISO a proposé l’approche marginale.

Problèmes de fiabilité

La dernière torsion du marché de la capacité s’est produite en Nouvelle-Angleterre, où l’American Clean Power Association et un autre groupe commercial d’énergie propre ont demandé à la FERC de se pencher sur les règles du marché ISO-NE qui favoriseraient les ressources de production au gaz.

ISO-NE a averti en décembre 2021 que les contraintes des gazoducs pourraient menacer le système électrique de l’opérateur du réseau à six États pendant de longues périodes de temps extrêmement froid.

Près de la moitié de toutes les ressources de production d’électricité dans l’empreinte d’ISO-NE utilisent le gaz comme combustible principal, et les centrales électriques au gaz génèrent actuellement près de la moitié de toute l’électricité consommée chaque année dans la région.

Graphique : alimentation ISO NE

La Nouvelle-Angleterre dépend également fortement de l’approvisionnement en gaz pour le chauffage domestique, les sociétés locales de distribution de gaz détenant des contrats de livraison fermes à long terme qui leur donnent la priorité sur les générateurs d’électricité lorsque la capacité du gazoduc est limitée.

Le problème est que les ressources de capacité au gaz – contrairement à d’autres types de ressources, comme les générateurs nucléaires ou hydroélectriques – ne sont pas tenues de montrer qu’elles ont accès à des approvisionnements en combustible suffisants lorsqu’elles reçoivent un ordre de répartition en temps réel d’ISO-NE, selon le Plainte de mars.

“ISO-NE suppose que le carburant est toujours disponible pour une ressource de gaz naturel, y compris une ressource de gaz uniquement qui est en fait exposée à un risque important en raison des limitations de disponibilité du gaz naturel et des pipelines pendant les conditions hivernales froides”, ont déclaré les groupes à la FERC.

Un porte-parole d’ISO-NE a déclaré que les parties prenantes travaillaient déjà sur des révisions de la méthodologie d’accréditation des capacités de l’opérateur de réseau. ISO-NE prévoit de déposer les modifications proposées auprès de la FERC avant sa 19e enchère de capacité à terme, prévue pour janvier 2025, qui couvre la période d’engagement 2028-2029.

“L’accréditation des capacités revient sans cesse à la FERC, et lors de conversations antérieures, la FERC a clairement indiqué qu’elle y prêtait attention”, a déclaré Burwen d’ACP.

“L’important est de s’assurer que les règles du marché maintiennent la fiabilité et n’accordent pas de préférence indue à une ressource donnée”, a-t-il déclaré.

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