PJM a transformé son marché de capacité en rémunération à la performance après un vortex polaire en 2014

Le soir du 7 janvier 2014, un vortex polaire a fait chuter les températures à -15 °F sur l'ensemble du territoire mid-atlantique de PJM. Le gestionnaire de réseau a signalé un taux de panne forcée de 22 % — plus de trois fois sa moyenne historique de 7 % — avec 40 200 MW hors service. Les unités au gaz représentaient 47 % de la puissance manquante et le charbon 34 %, victimes d'équipements gelés et de défaillances d'approvisionnement en combustible. Chacune de ces centrales avait été rémunérée via le marché de capacité de PJM, qui achetait leur promesse d'être disponibles.

L'énoncé du problème de PJM d'août 2014 concluait que « l'ensemble actuel d'incitations et de pénalités de performance pour les ressources de capacité ne répond pas suffisamment à tout ce qui est requis ». Le marché payait pour la capacité mais ne fixait aucun prix à la défaillance lorsque celle-ci faisait le plus de dégâts ; le personnel a donc proposé de renforcer les incitations et pénalités liées à la performance.

La refonte, appelée Capacity Performance, a traduit ce principe en termes tarifaires : les ressources doivent une livraison ferme pendant les situations d'urgence, la non-performance rembourse les revenus de capacité à des taux de pénalité, et la sur-livraison donne droit à des bonus. La FERC a approuvé le plan en juin 2015, le laissant entrer dans l'enchère de capacité pour l'année de livraison 2018-2019. Le PDG de PJM, Terry Boston, a déclaré que cette ordonnance reconnaissait « la nécessité d'assurer une meilleure performance des générateurs et une assurance de combustible ». Le Market Monitor Joe Bowring a qualifié le risque ajouté de conception explicite : « plus de risque, plus de récompense... Cela a été fait exprès. »

Rémunérer la performance livrée, et non la capacité promise

Les paiements de capacité récompensaient les promesses de disponibilité, et rien dans le tarif ne sanctionnait la défaillance lors de la nuit la plus froide de l'année.

Les générateurs n'avaient aucune raison financière d'acheter du combustible ferme, d'hiverniser leurs équipements ou d'organiser des secours lorsque la non-performance ne leur coûtait rien.

Les prix de pénalité en situation d'urgence font de la fiabilité une décision d'offre : chaque générateur peut peser le coût du combustible ferme contre la pénalité en cas de défaillance, au lieu de profiter gratuitement du parc.

Le taux de pénalité, lié à ce que coûte à la société la puissance perdue, permet au marché de découvrir qui peut réellement performer plutôt que qui tient le meilleur discours.

Contractualiser sur le versement, pas sur la promesse. Un marché qui paie pour l'intention attire les vendeurs d'intention ; payer pour la performance livrée oblige chaque soumissionnaire à évaluer sa propre fiabilité avant l'urgence.

La première évaluation Capacity Performance de PJM, publiée en juin 2018, a constaté des améliorations de plus de 50 % de nombreux paramètres d'exploitation des générateurs depuis l'entrée en vigueur des règles, et chaque type de combustible a affiché des taux de panne forcée plus faibles lors de la vague de froid de janvier 2018 que lors du vortex de 2014. Les unités au charbon et au fioul faisaient exception, sans amélioration des taux de panne forcée, tandis que le gaz et le nucléaire portaient les gains. Le dispositif a été entièrement déployé pour l'année de livraison 2020-2021, et l'idée de rémunération à la performance s'est propagée à d'autres marchés de capacité.