​Les revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) dans l’ERCOT devraient s’établir à 2,03 $/kW en octobre 2025, soit une baisse de 40 % par rapport à octobre 2024.

Pour août 2025, les données finales confirment que les batteries ont généré 2,27 $/kW, soit 69 % de moins qu’en août 2024.

Les opportunités de revenus ont continué de diminuer d’une année sur l’autre, avec des écarts de prix en temps réel et des prix moyens des services auxiliaires en baisse de 14 % et 45 % respectivement. Et ce, malgré une hausse de la demande maximale et moyenne de 4 % et 5 %.

La plus forte baisse anticipée concerne les services auxiliaires, où les revenus devraient passer de 1,52 $/kW-mois en octobre 2024 à 0,50 $/kW-mois en octobre 2025.

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• Les fondamentaux du système qui influencent les revenus en octobre, et leur comparaison avec l’an dernier.
• Quelles batteries ont bénéficié des meilleures opportunités de revenus.
• Où les données de règlement montrent que les batteries ont généré des revenus en août.
• Comment les taux de captation des batteries d’1, 1,5 et 2 heures se comparent – et quels optimiseurs ont obtenu les meilleurs résultats.
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ERCOT Nowcast | Octobre 2025 : 2,03 $/kW-mois

La contraction des écarts de prix sur les marchés Day-Ahead (-38 %) et Real-Time (-14 %) devrait entraîner une baisse de 40 % des revenus des batteries à l’échelle du réseau d’une année sur l’autre.

Les écarts moyens Day-Ahead et Real-Time – la différence entre le prix le plus haut et le plus bas de chaque marché – sont tombés à 61 $/MWh et 71 $/MWh. Et ce, malgré des facteurs favorables tels qu’une hausse de la charge nette de pointe (+4 %) et une augmentation de 41 % des prix du gaz.

Les écarts se sont réduits en raison de la hausse des prix minimums et de la baisse des prix maximums, réduisant ainsi les opportunités d’arbitrage des deux côtés.

Pourquoi les prix minimums ont augmenté – rendant la recharge plus coûteuse

La charge nette en fin de matinée – moment où la production solaire commence à culminer et où la charge nette tend à son minimum – est restée stable d’une année sur l’autre à 26 GW, malgré une augmentation de la production solaire (+1,7 GW). Une hausse de la demande moyenne sur 24h (+2,8 GW) a compensé cette hausse de la production solaire.

L’augmentation de la demande est en partie due à une recharge accrue des batteries. Le pic moyen de recharge quotidien est passé de 1,7 GW à 3,3 GW, ce qui a entraîné une hausse des prix pendant les heures de recharge.

Pourquoi les prix de pointe ont baissé, réduisant les revenus

La charge nette de pointe a augmenté de 2 GW (52 GW → 54 GW), mais cela a été compensé, voire dépassé, par la production nette des batteries en soirée, qui a augmenté de 2,4 GW.

Les arrêts de production thermique dans l’ERCOT ont atteint 14 GW en octobre, alors que le Texas entame sa saison de maintenance hivernale.

En l’absence de centrales à gaz en pointe pour fournir une énergie pilotable, les prix de pointe du système dépendent moins de la hausse du coût du gaz et davantage des offres d’énergie des batteries.

Les batteries fixent plus fréquemment le prix de l’énergie lors des heures de pointe – généralement en début de soirée – lorsque la part de la production de gaz naturel en arrêt est plus élevée. De plus, la capacité installée totale a augmenté de plus de 4 GW sur un an. Cela signifie que les batteries proposent leur énergie à des prix de plus en plus compétitifs sur ces créneaux.

En conséquence, les batteries ont contribué à faire baisser les prix de pointe, cannibalisant ainsi leurs propres opportunités de revenus.

Les écarts de prix restent élevés dans l’Ouest à 3,4 $/kW-mois

Les batteries de la zone de charge Ouest de l’ERCOT continuent de bénéficier des écarts médians les plus élevés, grâce à un fort développement solaire dans la région. La forte consommation de sources de demande continues, comme les producteurs de pétrole et de gaz du Permian Basin, contribue également à des prix de pointe plus élevés dans une partie de la région en soirée.