Le Texas entame l’année 2026 avec 13,9 GW et 22,9 GWh de capacité BESS opérationnelle à l’échelle du réseau. Cela représente presque un doublement du parc en une seule année, avec 6 GW de nouvelle capacité mise en service rien qu’en 2025.

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Points clés à retenir

• Le Texas débute 2026 avec 13,9 GW de capacité de batteries – soit presque le double des 7,8 GW du début 2025
• 60 nouveaux sites ont démarré leur exploitation en 2025, le comté de Brazoria concentrant 16 % de la capacité totale
• Les nouvelles demandes d’intégration au réseau ont chuté de 50 % au second semestre 2025, signe d’un appétit des investisseurs en baisse
• Seules 85 % des capacités de batteries ayant signé un accord d’interconnexion devraient effectivement entrer en service
• Modo Energy prévoit entre 40 et 55 GW opérationnels d’ici 2029, selon l’attrition

6 GW de nouvelles batteries mises en service en 2025 – une année record pour ERCOT

6 GW et 11 GWh de nouvelles capacités de stockage par batteries ont démarré leur exploitation commerciale l’an dernier. La capacité totale opérationnelle atteint désormais 13 888 MW et 22 853 MWh.

Le rythme des mises en service s’est accéléré tout au long de l’année, avec plus de 2 GW de nouvelle capacité au troisième trimestre 2025.

60 nouveaux sites ont démarré leur exploitation commerciale, avec une concentration notable de ressources dans le comté de Brazoria. Près de 1 GW (16 % du total), répartis sur 8 actifs, ont été mis en service dans cette région, encouragés par la proximité avec Houston et ses écarts de prix dus à la congestion.

52 % des ajouts de capacité en 2025 proviennent de propriétaires n’ayant jamais exploité de batteries au Texas auparavant.

Un ensemble de 18 nouveaux acteurs a mis en service 3,1 GW répartis sur quatre segments :

• Développeurs spécialisés dans le stockage (1,25 GW) : esVolta, Intersect Power, Gridstor, Nightpeak – qui se développent après avoir validé leur modèle ailleurs
• Majors pétrolières européennes (670 MW) : TotalEnergies, Eni, Equinor.
• Fonds PE / infrastructures (664 MW) : Brookfield, SER Capital Partners, Excelsior.
• Fournisseur japonais (174 MW) : Tokyo Gas America – première incursion dans le stockage autonome aux États-Unis

Les propriétaires existants ont également poursuivi leur expansion de manière agressive :

• ENGIE reste leader avec 20 % de part de marché (2,8 GW) – ajoutant 1 GW supplémentaire en 2025.
• Enel, Jupiter Power, SMT Energy, Tesla ont tous mis en service des projets majeurs
• Les 5 premiers propriétaires détiennent 47 % du marché ; les 10 premiers en détiennent 63 %

Les durées de stockage s’orientent vers des systèmes de deux heures

Les batteries d’une durée de deux heures représentent 4,2 GW sur les 6 GW ajoutés en 2025. Cela porte la durée moyenne des batteries en service sur ERCOT à 1,65 heure – contre 1,5 heure début 2025.

Cette évolution vers des durées plus longues reflète la baisse des coûts et l’élargissement des écarts de prix en soirée, car les batteries misent sur des cycles d’arbitrage énergétique prolongés pour leurs revenus, donnant un avantage aux actifs de plus longue durée.

Les systèmes d’une durée supérieure à 2,5 heures restent rares, avec seulement 112 MW mis en service en 2025 – Inertia BESS de NextEra (13 MW | 50 MWh) et Shamrock Energy Storage (99,3 MW | 300 MWh).

Cependant, plusieurs nouveaux projets de quatre heures de durée ont été officiellement annoncés et approchent de la mise en service :

• Alamo City BESS – 120 MW / 480 MWh, développé par OCI Energy, situé dans le comté de Bexar. Mise en service prévue fin 2027.
• Ferdinand BESS – 200 MW / 800 MWh, développé par Eolian, également dans le comté de Bexar. Objectif : premier semestre 2026.
• Padua 2 BESS – 150 MW / 600 MWh, également développé par Eolian, dans le même comté. Objectif : premier semestre 2026

Pour découvrir les performances des projets de plus longue durée, lisez notre analyse sur le cas d’investissement pour le stockage de quatre heures sur ERCOT.

Les nouvelles demandes de batteries au réseau ont chuté de 50 %

La croissance record de la capacité de batteries sur ERCOT en 2025 résulte de demandes de raccordement déposées dès 2020, et ne reflète donc pas l’appétit actuel des investisseurs. En réalité, les développeurs déposent bien moins de nouvelles demandes pour des projets de batteries.

Les nouvelles demandes de raccordement de batteries au Texas sont tombées à 13,6 GW au second semestre 2025 – soit une baisse de 50 % par rapport au premier semestre.

Pourquoi cette baisse des demandes de batteries au Texas ?

La chute des nouvelles demandes reflète un ajustement des attentes des investisseurs en raison :

• de la baisse des revenus sur le marché libre – passant de 192 $/kW en 2023 à une moyenne de 43 $/kW en 2024 et 2025.
• de la hausse des coûts liée aux tarifs et à la loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA), qui limitera l’accès au crédit d’impôt à l’investissement pour certains développeurs, notamment pour les projets mis en service en fin de décennie.

Les abonnés à la recherche ERCOT de Modo Energy peuvent poursuivre la lecture pour en savoir plus sur :

• Analyse de la file d’attente : Une perspective révisée sur les délais de passage dans la file d’attente d’interconnexion ERCOT.
• ​Projets 2026 : L’état des projets de batteries à court terme, où et quand ils seront mis en service.
• ​ Prévisions de développement : Quelle part – et à quel moment – des plus de 200 GW de la file d’attente ERCOT devrait aboutir à une exploitation commerciale.

Pour toute question sur cette étude, contactez ovais@modoenergy.com

Seules 85 % des batteries ayant signé un accord d’interconnexion pourraient entrer en service

ERCOT a reçu 1 470 demandes de projets de batteries souhaitant se connecter au réseau au cours des six dernières années. 1 354 de ces projets sont classés comme « grands générateurs » de plus de 10 MW, soumis à l’étude complète d’interconnexion.