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

Points clés à retenir

• Le Texas commence 2026 avec 13,9 GW de capacité de batteries – soit presque le double des 7,8 GW de début 2025
• 60 nouveaux sites ont démarré en 2025, avec le comté de Brazoria attirant 16 % de la capacité totale
• Les nouvelles demandes dans la file d’attente ont chuté de 50 % au second semestre 2025, signalant un refroidissement de l’appétit des investisseurs
• Seuls 85 % de la capacité de batteries ayant un accord d’interconnexion signé devraient probablement voir le jour
• Modo Energy prévoit entre 40 et 55 GW opérationnels d’ici 2029, selon les hypothèses de déperdition

6 GW de nouvelle capacité de batteries mises en service en 2025 – un record historique pour ERCOT

6 GW et 11 GWh de nouvelle capacité de stockage d’énergie par batterie ont démarré leur exploitation commerciale l’an dernier. Cela a porté la capacité totale opérationnelle à 13 888 MW et la capacité énergétique totale à 22 853 MWh.

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

60 nouveaux sites sont entrés en exploitation commerciale, le comté de Brazoria attirant tout particulièrement une concentration de ressources. Près de 1 GW (16 % du total) répartis sur 8 actifs ont démarré dans la région, grâce à la proximité des écarts de prix liés à la congestion de Houston.

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

Un ensemble de 18 nouveaux propriétaires 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 montent en puissance après avoir validé leurs modèles ailleurs
• Majors pétrolières européennes (670 MW) : TotalEnergies, Eni, Equinor.
• Fonds d’investissement/infra (664 MW) : Brookfield, SER Capital Partners, Excelsior.
• Énergéticien japonais (174 MW) : Tokyo Gas America – première incursion dans le stockage autonome aux États-Unis

Les propriétaires déjà présents ont également continué à se développer 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 principaux propriétaires détiennent 47 % du marché ; les 10 premiers en détiennent 63 %

La durée des batteries s’oriente vers des systèmes de deux heures

Les batteries de deux heures ont représenté 4,2 GW des 6 GW ajoutés en 2025. Cela porte la durée moyenne des batteries en service dans ERCOT à 1,65 heure – contre 1,5 heure début 2025.

L’évolution vers des durées plus longues reflète la baisse des coûts et l’allongement des écarts de prix en soirée, puisque les batteries s’appuient sur des cycles d’arbitrage énergétique étendus pour générer des revenus, donnant ainsi 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 ont été publiquement annoncés avec une durée de quatre heures et sont en phase d’achèvement :

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

Pour découvrir la performance des nouveaux projets de plus longue durée, lisez notre analyse sur l’intérêt d’investir dans le stockage quatre heures au Texas (ERCOT).

Les nouvelles demandes de batteries dans la file d’attente ont baissé de 50 %

La forte croissance observée de la capacité des batteries dans ERCOT en 2025 est le résultat de demandes de raccordement déposées dès 2020 et ne reflète donc pas l’appétit d’investissement actuel. En réalité, les développeurs soumettent beaucoup moins de demandes pour de nouveaux projets de batteries.

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

Pourquoi les nouvelles demandes diminuent-elles au Texas ?

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

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

Les abonnés à la recherche ERCOT de Modo Energy peuvent continuer à lire pour découvrir :

• Analyse de la file d’attente : Un nouvel aperçu du temps nécessaire pour franchir la file d’attente d’interconnexion ERCOT.
• ​Pipeline 2026 : L’état des projets de batteries à court terme, où et quand ils seront mis en service.
• Prévisions de déploiement : Quelle part – et à quel moment – des plus de 200 GW en file d’attente ERCOT devrait entrer en exploitation commerciale.

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

Seuls 85 % des batteries avec un accord d’interconnexion signé pourraient être mises 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’ensemble du processus d’étude d’interconnexion.