Le projet pilote ADER (Aggregated Distributed Energy Resource) d’ERCOT est passé de seulement 8 MW de capacité de décharge en juin 2025 à 171 MW en septembre 2026, avec un total de 341,2 MW de capacité qualifiée.

Le 7 décembre, le conseil d’administration d’ERCOT se prononcera sur la phase 4 du projet pilote. Cette phase ajoute une option réservée au stockage, dispatchée par nœud par le SCED et sans limite globale imposée par ERCOT. Cependant, ces batteries sont toujours rémunérées au prix de la zone de charge, exclues des services auxiliaires, et la gestion des impacts locaux reste du ressort des gestionnaires de réseau de distribution.

Points clés à retenir

• Neuf ADER sont qualifiés pour fournir 341,2 MW en septembre 2026. ERCOT compte à la fois la capacité de charge et de décharge dans ce chiffre, donc la flotte peut décharger environ 171 MW.
• ERCOT a relevé la limite de capacité du projet pilote de 200 MW à 500 MW le 2 mars 2026. La capacité qualifiée a plus que doublé depuis.
• De février à juillet 2026, les ADER ont généré 40 % des revenus de gros par MW de capacité de décharge par rapport aux BESS à l’échelle du réseau. Cela reflète en grande partie les limites de participation au marché et le fait que, pour les agrégateurs, les batteries servent d’abord à alimenter leurs propres clients en électricité.
• La phase 4 crée la ressource de stockage d’énergie distribuée agrégée (ADESR), dispatchée selon les facteurs nodaux avec télémétrie de l’état de charge et sans limite globale ERCOT. Le WMS l’examinera le 4 novembre et le TAC le 18 novembre.
• Le dispatch nodal avec règlement zonal, la visibilité pour la distribution, l’accès au détail pour les clients des coopératives et des municipalités, ainsi que l’éligibilité aux services auxiliaires restent à définir.

Fonctionnement du projet pilote ADER

Un ADER regroupe des foyers ou petits sites qu’une entité de planification qualifiée (QSE) propose à ERCOT comme une ressource unique. La majorité de la capacité du projet pilote appartient à des agrégateurs de batteries résidentielles.

Chaque ADER est enregistré comme ressource de charge agrégée. En octobre 2026, il est réglé au prix de sa zone de charge, et non à un nœud. Lorsqu’une batterie domestique exporte de l’énergie, ERCOT considère cette exportation comme une charge négative.

Ce modèle basé sur la charge définit également la façon dont ERCOT comptabilise la capacité des ADER. Le document de gouvernance du projet pilote définit la capacité d’un ADER comme « la capacité de réponse à la demande plus la capacité d’injection ». Pour une flotte de batteries, cela couvre toute l’amplitude entre charge et décharge. Une flotte capable de charger à 50 MW et de décharger à 50 MW peut déplacer sa charge nette de 100 MW, donc elle enregistre 100 MW.

ERCOT a relevé le plafond du projet pilote de 80 MW à 500 MW en trois étapes entre juin 2025 et le 2 mars 2026, et permet désormais à une seule QSE de détenir jusqu’à 90 % de toute limite, contre 50 % auparavant. Les réserves non filantes (Non-Spin) et le service de réserve de contingence ERCOT (ECRS) restent plafonnés à 100 MW chacun, et l’ECRS qualifié a déjà atteint cette limite.

Base Power détient la majeure partie du projet pilote

ERCOT masque les noms des participants dans son fichier des limites de participation. En associant chaque ligne aux ressources SCED par zone de charge, MW et télémétrie, on attribue à Base Power 173,4 MW sur les 248,7 MW approuvés au 1er juin 2026. Tesla détenait 49,3 MW et bp 10,2 MW. Bandera Electric Cooperative exploite un ADER de 1,6 MW près de Boerne.

Selon Base Power, sur une base de décharge, elle détenait 103 MW sur les 145 MW du programme en août 2026. Ces 145 MW représentent la moitié des 292,9 MW qualifiés selon ERCOT ce mois-là, ce qui correspond au mode de comptage bidirectionnel d’ERCOT. Les deux sources estiment la part de Base Power à environ 70 %.

Base Power est un fournisseur d’électricité de détail (REP). Il possède les batteries, les installe moyennant des frais uniques et facture aux clients un abonnement mensuel plus un tarif énergétique. En échange, les clients bénéficient d’une alimentation de secours. Base Power a levé 1 milliard de dollars en août 2026.

De nombreuses batteries domestiques hors projet pilote

Le projet pilote ADER ne recense pas toutes les batteries domestiques qui réagissent aux conditions du réseau texan. Base Power gère aussi des programmes pour CoServ (100 MW) et Guadalupe Valley Electric Cooperative (50 MW). Dans ces dispositifs, la régie municipale ou coopérative déclenche les batteries pour réduire sa propre demande de pointe et ses coûts de transmission. Aucune de ces capacités n’apparaît dans les données ADER.

La suite de cet article détaille le fonctionnement réel des batteries du projet pilote et les changements apportés par la phase 4 :

• Comment la courbe d’enchères en deux étapes de Base Power lui permet de définir son propre dispatch dans le SCED, toutes les cinq minutes.
• Une journée type d’exploitation de l’ADER de Houston de Base Power, et comment ses cycles ont suivi les écarts de prix en temps réel de février à juillet 2026.
• Ce que les ADER ont gagné par MW de capacité de décharge par rapport aux BESS à l’échelle du réseau, et pourquoi cet écart devrait persister.
• Le fonctionnement de la nouvelle ressource de stockage de la phase 4 et les quatre questions qui restent en suspens, dont celle de savoir si les batteries pourront un jour être réglées au prix nodal.

Comment les batteries du projet pilote fonctionnent

Jusqu’à présent, ce sont les agrégateurs qui décident des moments de charge et de décharge de leurs ADER, et le dispatch d’ERCOT s’y adapte.

Dans le SCED, un ADER propose d’acheter de l’énergie comme n’importe quelle charge flexible. Base Power soumet systématiquement une courbe d’enchères en deux étapes : 5 000 $/MWh, le plafond d’offre, jusqu’à un point de bascule, puis -250 $/MWh, le plancher, au-delà. Sauf si le prix zonal sort de cette fourchette, ce qui est très rare, le SCED dispatchera l’ADER exactement au point de bascule. En d’autres termes, Base Power est preneur de prix pour la charge ou la décharge nette souhaitée à chaque intervalle.