Ordonnance no 2222 de la FERC, DER et technologie de l’énergie

Pour atteindre ces objectifs tout en tenant compte des caractéristiques uniques des DER, la FERC a demandé aux exploitants de réseaux régionaux (illustrés ci-dessous*) de réviser leurs tarifs qui régissent la participation à ces marchés de gros concurrentiels. Plus précisément, les exploitants doivent permettre aux participants au marché qualifiés de regrouper (ou de regrouper) ces PETITS DER et d’offrir leur capacité, leur énergie et leurs services auxiliaires dans les marchés de gros au moyen de « modèles de participation » qui tiennent compte de leurs caractéristiques physiques et opérationnelles uniques. Un « modèle de participation » fait référence à un ensemble de règles et de procédures qui permettent à un participant au marché donné d’offrir des services de ressources sur le marché. À l’heure actuelle, de nombreuses ressources distribuées, y compris les charges flexibles/distribuables, le stockage d’énergie et la production décentralisée, sont en mesure de participer à certains marchés de gros, principalement grâce à des modèles de participation à la réponse à la demande, qui ne tiennent pas suffisamment compte de la gamme de services que ces DER sont techniquement capables de fournir (y compris, dans certains cas, l’injection d’énergie sur le réseau). L’O.2222 vise à s’assurer que les règles du marché permettent aux DDR de fournir tous les services qu’ils sont techniquement capables de fournir par le biais du regroupement.

À l’origine, les plans de conformité des ORT et des OAR (y compris les révisions tarifaires proposées) devaient être déposés auprès de la FERC d’ici le 19 juillet 2021. CAISO et NYISO – les deux OISO qui, au moment de la publication de l’O. 2222, avaient déjà des modèles de participation approuvés par la FERC pour les regroupements de DER – ont déposé des plans de conformité en temps opportun, qui se frayent un chemin à travers les processus d’examen réglementaire (CAISO (Numéro de dossier. ER21-2455-000)), NYISO (numéro de dossier. ER21-2460-000)). Les quatre RTO restants dont les règles du marché nécessitent une refonte plus importante pour atteindre la conformité demandée et ont obtenu des prolongations de la date limite initiale jusqu’au printemps 2022. Les détails sur leurs progrès à ce jour peuvent être trouvés dans leurs groupes de parties prenantes ici : PJM, ISO-NE, MISO, SPP. Les plans de conformité pour PJM et ISO-NE devraient être déposés mardi, février 1st et Twosday (vraiment, mercredi) février 2nd (2-2-22), respectivement.

Pour nous préparer à Twosday aujourd’hui, nous devons revoir l’idée d’empilement de valeurs qui se trouve au cœur des impacts attendus de l’O. 2222 et comprendre ce que les services publics d’électricité et d’autres acteurs de l’industrie peuvent faire maintenant pour promouvoir une transition en douceur et éclairée vers la conformité.

Empilement de valeurs

Les DER peuvent être en mesure de fournir divers services à leurs propriétaires et exploitants, ainsi qu’à d’autres participants au marché et au réseau dans son ensemble. Aujourd’hui, bien qu’il soit courant que les services derrière le compteur (BTM) et de détail des ressources soient évalués sur ces marchés, la compensation du marché de gros est moins accessible, ce qui entraîne la sous-utilisation des services que les DER font ou pourraient effectuer pour le système d’alimentation en vrac. Certains de ces services supplémentaires peuvent être extraits des ressources existantes, maximisant ainsi les avantages des investissements effectués à ce jour ; dans d’autres cas, la perspective de nouvelles sources de revenus peut modifier la dynamique de l’analyse de rentabilisation et motiver l’investissement dans d’autres DER.

Prenez, par exemple, mon thermostat intelligent Ecobee. J’admets que la valeur principale de cette technologie pour moi est la commodité d’ajuster la température de ma maison dans le confort de mon propre lit en utilisant l’application Ecobee sur mon téléphone intelligent. Cependant, ce thermostat me fournit une valeur secondaire dans la gestion de mes factures d’énergie au détail. Les fonctionnalités de planification et de retrait qui optimisent le fonctionnement du système de CVC de ma maison m’épargnent environ 10% sur mes coûts de chauffage et de climatisation chaque année.

À St. Louis, Missouri, la pile de valeurs ne s’arrête pas là. Le service public d’électricité local, Ameren Missouri, regroupe ces thermostats de milliers d’autres clients résidentiels et les exploite comme une ressource de RD pour réduire la charge lorsque les coûts énergétiques sont élevés (ce qui exerce une pression à la baisse sur les tarifs pour tous leurs clients). En échange de la possibilité d’exploiter le système de CVC de ma maison en tant que ressource dr, Ameren Missouri me fournit un paiement unique pour l’inscription à leur programme de RD de détail, ainsi qu’une prime de performance annuelle. Bien que ces paiements soient moins importants que mes économies de factures annuelles, ils rendent les arguments économiques en faveur de l’achat d’un thermostat intelligent encore plus attrayants pour les résidents de ma région (Remarque : Il existe d’autres possibilités pour moi de capturer de la valeur sur le marché de détail, y compris un taux optionnel en fonction de l’heure de consommation, mais nous les mettrons de côté pour les besoins de cet exemple).

Actuellement, Ameren Missouri appelle mon appareil pour les événements DR une poignée de fois par an en augmentant mon point de consigne de thermostat de quelques degrés pendant de courtes périodes de temps. Selon la compensation qu’ils peuvent offrir, je pourrais être prêt à permettre des ajustements plus fréquents et / ou plus importants, ce qui pourrait profiter à la grille (et à moi-même) tout en continuant à réduire les coûts pour d’autres contribuables.

En vertu de l’O. 2222 (en fonction des plans de conformité à finaliser), les services publics de distribution comme Ameren Missouri ainsi que d’éventuels agrégateurs tiers pourraient concevoir un programme pour offrir les capacités agrégées des thermostats intelligents résidentiels dans les marchés de gros de l’énergie, de la capacité ou des services auxiliaires, et transmettre une partie des revenus de ces services de système en vrac aux propriétaires de DER comme moi – ajoutant à la pile de valeur pour cette technologie, maximiser les avantages du réseau découlant des ressources existantes et renforcer les arguments en faveur d’investissements dans des DER supplémentaires.