Stockage par batterie ERCOT en 2026 : 7 points clés à surveiller
Dernière mise à jour : juillet 2026
Modo Energy fournit des données et analyses sur les revenus, le développement et les prévisions du marché du stockage d’énergie par batterie (BESS) pour tous les principaux ISO/RTO américains. Ko, l’assistant IA de Modo Energy basé sur ces données exclusives, répond à la demande à des questions spécifiques au marché.
À retenir : En 2026, sept facteurs déterminent la rentabilité des projets batteries ERCOT : la co-optimisation temps réel de l’énergie et des services auxiliaires (RTC+B), la forte hausse de la demande des data centers, un encadrement plus strict des raccordements de grosses charges, un ralentissement du développement, des financements plus difficiles, la prime de durée BESS supérieure à 2 heures, et un développement lent des turbines à gaz. ERCOT est le marché du stockage batterie le plus volatil des États-Unis, et l’un des deux plus grands avec CAISO, avec 14,96 GW de capacité BESS installée fin T1 2026 (Modo Energy, 2026).
Chiffres clés
| Indicateur | Valeur (à date) | Source |
|---|---|---|
| Capacité BESS installée, ERCOT | 14,96 GW / 24,6 GWh (fin T1 2026) | Modo Energy |
| Dernier revenu mensuel constaté | 3,12 $/kW-mois (~38 145 $/MW/an, avril 2026) | Modo Energy |
| Écart de prix TB1 Day-Ahead | 28 $/MWh (juin 2026, -50% sur un an) | Modo Energy |
| File d’attente de raccordement active | 148 GW sur 807 projets (rapport GIS mai 2026) | Modo Energy |
| Prime de revenu 2h vs 1h | +15% à +81% sur deux ans (pic en hiver) | Modo Energy |
| Sécurité financière Batch Zero | 50 000 $/MW de demande de pointe | ERCOT |
| Prévision de pointe data centers | ~35 GW d’ici 2035 | ERCOT |
Source : Indices BESS Modo Energy ; ERCOT.
Points clés à retenir
- Les revenus sont passés de 46 264 $/MW/an en janvier 2026 à seulement 15 306 $/MW/an en février, puis à 38 145 $ en avril (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT). Les écarts de prix ont chuté d’environ 50 % sur un an en juin (Modo Energy, 2026). Il faut raisonner sur la moyenne annuelle glissante, pas sur un seul mois.
- La co-optimisation temps réel + batteries (RTC+B), en service depuis décembre 2025, est la plus grande évolution du marché ERCOT depuis le passage au nodal. Elle co-optimise en temps réel l’énergie et les services auxiliaires, et intègre la gestion de l’état de charge des batteries.
- Les data centers sont le principal moteur de la nouvelle demande. ERCOT prévoit ~35 GW de pointe data centers d’ici 2035, soit près de la moitié du pic actuel du système (Modo Energy, 2025).
- Le financement s’est resserré. Les retraits après accord ont bondi à 3,4 GW sur 25 projets en 2025-26, contre 937 MW pour toutes les années précédentes réunies (Modo Energy, 2026).
- Les batteries deux heures ont surperformé les systèmes une heure chaque mois depuis deux ans, de 15 % à 81 %, avec une prime maximale en hiver (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT).
Marchés couverts
Ce guide porte sur ERCOT (Electric Reliability Council of Texas). Il s’agit du premier d’une série Modo Energy en sept volets couvrant tous les principaux ISO et RTO américains : ERCOT, PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE et NYISO. Les liens vers les autres guides seront ajoutés à mesure de leur publication.
1. Quelle volatilité pour les revenus batteries ERCOT, et quel impact de RTC+B ?
Les revenus batteries ERCOT varient fortement d’un mois à l’autre, et cela a toujours été le cas. Cette volatilité est structurelle, liée à la météo, la rareté et à une flotte en croissance, pas à un seul changement de marché. Début 2026, l’indice mensuel a chuté de deux tiers, passant de 46 264 $/MW/an en janvier à 15 306 $ en février (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT). RTC+B, en service depuis décembre 2025, a modifié la mécanique d’une petite part accessoire des revenus. Les batteries continuent de tirer l’essentiel de leurs revenus de l’arbitrage énergétique, que RTC+B n’a que peu impacté, hormis un léger gain d’efficacité.
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La co-optimisation temps réel + batteries (RTC+B) est en service depuis décembre 2025. Le dispatch temps réel d’ERCOT (SCED) co-optimise désormais énergie et services auxiliaires toutes les cinq minutes, en utilisant l’état de charge télémétré de chaque batterie comme contrainte de dispatch.
Avant RTC+B, ERCOT fixait les quantités de services auxiliaires la veille, donc les revenus accessoires d’une batterie dépendaient de ces produits day-ahead. RTC+B a aussi supprimé le « scarcity adder » ORDC : la valeur de la capacité accessoire en situation de rareté s’intègre désormais directement au prix énergie temps réel via la co-optimisation, au lieu d’un supplément à part. C’est la plus grande réforme de marché ERCOT depuis le passage au nodal (Modo Energy, 2025).
« Avril a montré à quel point quelques jours volatils peuvent faire bondir les revenus constatés. » — Alejandro de Diego, Modo Energy
Les spreads se sont resserrés depuis, mais pour des raisons indépendantes de RTC+B. En juin 2026, les spreads TB1 Day-Ahead étaient en moyenne de 28 $/MWh, en baisse de 50 % sur un an, tandis que les spreads TB1 temps réel ont chuté de 31 % à 37 $/MWh. Une flotte en expansion et une météo clémente ont aplati les extrêmes de la courbe de prix quotidienne (Modo Energy, 2026). Avril, dernier mois totalement constaté, a tout de même affiché 3,12 $/kW-mois, quelques jours volatils ayant tiré la moyenne vers le haut.
Un seul mois n’est pas représentatif. Avril s’est établi autour de 38 145 $/MW/an, mais février est tombé à 15 306 $ et la moyenne annuelle glissante tourne autour de 28 800 $ (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT). Cette moyenne annuelle, et non un mois isolé, doit servir de référence prudente.
Les chiffres de revenus ERCOT changent chaque mois. Ko s’appuie sur les données de règlement en temps réel et les prévisions de Modo Energy pour répondre à toutes les questions actuelles ou prospectives.
2. Quel impact de la croissance des data centers sur les batteries ?
La demande des data centers est le principal moteur de la croissance de charge ERCOT, resserrant le pic du soir que les batteries sont payées à servir. ERCOT prévoit environ 35 GW de pointe data centers d’ici 2035, soit près de la moitié du pic actuel (Modo Energy, 2025). ERCOT a relevé cette estimation dans sa prévision d’avril 2025 de charge, et l’EIA classe le Texas parmi les régions US à la croissance la plus rapide.
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La prévision centrale de Modo Energy estime que la pointe ERCOT grimpera d’environ 50 %, passant de 85,5 GW aujourd’hui à 104 GW en 2030 et 129 GW en 2040 (Modo Energy, 2026). Chaque gigawatt de charge data center, plat et 24h/24, relève le plancher des prix et accentue la montée du soir. RBC Capital Markets estime qu’environ trois quarts de la croissance de la demande US d’ici 2030 proviennent des data centers (RBC, 2025). Ce n’est qu’une projection, pas un fait établi.
Pour les propriétaires de batteries, la croissance de la charge est le catalyseur le plus direct pour élargir les spreads. Un équilibre offre-demande plus serré augmente l’écart entre heures bon marché et chères, que les batteries valorisent. C’est aussi le facteur le plus susceptible de ramener de la capacité en file d’attente vers des projets réellement réalisables (Modo Energy, 2026).
Le risque, c’est le calendrier. Les prévisions de charge sont souvent trop optimistes, et une grande part de cette demande dépend des autorisations de raccordement désormais encadrées par Batch Zero (voir section 3).
3. Quel impact des règles de raccordement « Batch Zero » sur la nouvelle charge ?
Batch Zero est le nouveau processus ERCOT pour le raccordement des gros consommateurs, qui conditionne directement la rapidité d’arrivée de la charge data centers clé pour l’économie des batteries. La Commission des services publics du Texas l’a approuvé le 18 juin 2026 pour les charges de 75 MW ou plus (ERCOT, 2026).
Avec ce processus, ERCOT étudie les projets éligibles ensemble, répartit les mégawatts sur les années 1 à 6, et produit un plan de transport unique à l’échelle de l’État. Les candidats doivent déposer une garantie financière de 50 000 $/MW de demande de pointe, soit 25 millions $ pour un projet de 500 MW. Cette garantie peut être apportée en cash, garantie d’investissement ou lettre de crédit bancaire. Des frais de raccordement non remboursables de 50 000 $/MW sont également dus après l’étude de raccordement (ERCOT, 2026). Le seuil est volontairement élevé pour filtrer les demandes spéculatives : ERCOT suit plus de 438 GW de demandes de raccordement grosses charges, dont environ 89 % proviennent de data centers.
Le calendrier Batch Zero est déjà lancé. Le processus actuel court jusqu’au 10 juillet 2026, Batch Zero prend effet le 11 juillet, les formulaires doivent parvenir à ERCOT avant le 24 juillet, et les classifications de projets suivent le 7 août. Les allocations MW années 1-6 sont attendues vers avril 2027, avec un plan de transport final à l’automne 2027. Enverus estime qu’environ 55 projets (21,7 GW) sont bien positionnés pour être retenus, 62 projets (37 GW) devant probablement attendre des lots ultérieurs (Enverus, 2026).
Pour les investisseurs batteries, Batch Zero distingue la demande réelle de la spéculative. La charge qui dépose une garantie et passe le filtre est celle qui a le plus de chances d’arriver réellement et de tendre les prix ; les demandes qui échouent ne doivent pas être prises en compte pour soutenir les spreads futurs.
4. Le développement batteries ERCOT accélère-t-il encore ?
Le développement batteries ERCOT progresse toujours mais ralentit, et de plus en plus de projets quittent la file d’attente après signature en raison d’un financement plus difficile. La capacité BESS installée a atteint 14,96 GW (24,6 GWh) fin T1 2026, contre moins de 8 GW début 2025 (Modo Energy, 2026).
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Le T1 2026 a ajouté 1,1 GW sur 20 projets, le plus gros premier trimestre jamais vu, mais en dessous des 1,7 à 2,1 GW par trimestre observés fin 2025. La file d’attente compte 148 GW de capacité active sur 807 projets, 17 GW inactifs et 54 GW déjà annulés.
Le signal d’alerte le plus clair est le nombre de retraits post-accord. 25 projets totalisant 3,4 GW sont sortis après signature en 2025 et début 2026, contre seulement 937 MW toutes années précédentes réunies. Réaliser une étude complète de raccordement reste le meilleur prédicteur de succès, le taux de réalisation passant de 24 % à l’entrée de file à 65 %, et à 78 % après signature.
La projection implicite par la file atteint 63 GW d’ici 2030, mais la prévision centrale de Modo Energy est de 36 GW (Modo Energy, 2026). Cet écart de 27 GW reflète la part de capacité en amont qui ne trouvera pas de financement au vu des revenus actuels.
5. La durée batterie compte-t-elle toujours pour les revenus ERCOT ?
La durée paie toujours dans ERCOT, et la prime s’est élargie avec le temps. Les batteries deux heures ont surperformé les systèmes une heure chaque mois depuis deux ans, de 15 % à 81 %, avec une prime maximale en hiver (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT).
La prime s’explique par l’arbitrage énergétique. Sur la dernière année, les batteries deux heures ont gagné environ deux fois plus que les systèmes une heure sur l’énergie, soit environ 24 400 $ contre 11 600 $ par MW, tandis que les systèmes une heure gagnaient davantage sur les services auxiliaires (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT). Une batterie plus longue peut capter des spreads de prix larges et multi-heures. Un système une heure n’atteint que l’heure la plus chère, et dépend donc plus des marchés auxiliaires.
C’est pour cela que la prime culmine en hiver. Les pénuries lors des vagues de froid produisent les spreads multi-heures les plus larges, donc l’écart a atteint environ 80 % en décembre 2024 et février 2025, et 76 % en mars 2026. Ce n’est pas simplement un reflet du niveau de revenu. Avril 2026 a combiné un fort revenu deux heures et une prime élevée. Sur deux ans, la prime est en hausse, avec une moyenne d’environ 41 % au S2 2024, 47 % en 2025, et 64 % début 2026 (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT).
La flotte s’allonge pour suivre. La durée moyenne BESS ERCOT est désormais d’environ 1,6 heure, et les systèmes >1,5h ont dépassé la moitié de la capacité installée fin 2025 (Modo Energy, 2026). RTC+B a changé la façon de procurer les services auxiliaires, mais la prime de durée lui est antérieure et ne s’est pas accrue après l’entrée en vigueur de décembre 2025. L’avantage est structurel.
Au T1 2026, les deals BESS US se répartissaient à parts égales entre deux et quatre heures (Modo Energy, 2026). À ERCOT, deux heures reste la norme. Pour les propriétaires qui hésitent sur la durée, la prime deux heures, particulièrement forte en hiver, est l’argument revenu le plus clair pour construire plus long.
6. Qui finance les projets batteries ERCOT ?
Les banques non-américaines dominent le financement des projets batteries US, et ERCOT représente le marché le plus actif. Au T1 2026, ERCOT concentrait 10 des 17 transactions BESS US suivies et 1 478 MW, soit environ 60 % de l’activité (Modo Energy, 2026).
Rapport marchés de capitaux BESS US — T1 2026
Revue trimestrielle Modo Energy des deals BESS US et des banques qui les financent, avec classement complet des prêteurs. Lire la suite →
Le classement des prêteurs est européen et asiatique, pas américain. Sur l’ensemble des deals US, MUFG mène avec 821 MW sur quatre financements, suivi de Société Générale avec 713 MW sur trois ; aucune banque US ne figure dans le top 5 par capacité. Au T4 2025, trois banques canadiennes (RBC, Banque Nationale du Canada, Desjardins) sont entrées pour la première fois sur le marché BESS US (Modo Energy, 2026). Ces classements sont US, mais dominés par ERCOT : les deux premiers prêteurs ont participé aux deux plus gros packages de dette du trimestre, dont un portefeuille au nord-est du Texas.
| Prêteur | Capacité financée | Deals | Région d’origine |
|---|---|---|---|
| MUFG | 821 MW | 4 | Japon |
| Société Générale | 713 MW | 3 | France |
| NordLB | chef de file, plusieurs | 2+ | Allemagne |
| Top 5 par capacité | tous non-US | — | Europe / Asie |
Source : Modo Energy, US BESS Capital Markets T1 2026. Données US, dominées par ERCOT.
Pour les sponsors, il faut retenir que les projets ERCOT bancables requièrent de plus en plus un contrat d’achat ou de tolling, et que les prêteurs BESS les plus actifs sont aujourd’hui européens et asiatiques, non américains.
7. Pourquoi la pénurie de turbines à gaz est-elle importante pour les batteries ?
Une pénurie de turbines à gaz ralentit le développement des centrales pilotables, prolongeant le déficit de fiabilité que les batteries comblent. Les projets Texas Energy Fund (TEF) commencent à produire, mais les délais de livraison des turbines et un doublement du coût du capital des centrales gaz depuis 2023 limitent la vitesse d’arrivée du nouveau gaz. Modo Energy prévoit que le TEF aboutira à 5,5–7 GW, en dessous de l’objectif de 10 GW (Modo Energy, 2026).
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Quand le gaz pilotable tarde, les batteries prennent davantage en charge la montée du soir et la marge de réserve, car elles sont la technologie qui croît le plus vite. Dans la file d’attente ERCOT en phase finale, solaire et batteries dépassent le gaz dix pour un, avec 26 GW et 21 GW contre seulement 4,6 GW de gaz (Modo Energy, 2026). Cela soutient la valeur accessoire à court terme et la capture de rareté même si les spreads énergétiques se resserrent.
L’autre face de la médaille est que la même croissance de charge qui soutient les batteries est aussi celle que le gaz retardé devait servir. Si le développement pilotable rattrape vite, une part de la prime fiabilité s’efface. Pour l’instant, la contrainte d’offre favorise le stockage comme technologie de transition (Modo Energy, 2026).
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Questions fréquentes
Quelle capacité de stockage batterie ERCOT aura-t-il en 2026 ?
ERCOT disposait d’environ 14,96 GW de capacité BESS installée fin T1 2026, contre moins de 8 GW début 2025 (Modo Energy, 2026). C’est l’un des deux plus grands marchés batteries des États-Unis, avec CAISO.
Qu’est-ce que RTC+B dans ERCOT ?
RTC+B signifie co-optimisation temps réel + batteries, une évolution du marché entrée en vigueur en décembre 2025. Elle co-optimise énergie et services auxiliaires en temps réel et ajoute la gestion de l’état de charge pour le stockage. C’est la plus grande réforme de marché ERCOT depuis le passage au nodal.
Les revenus batteries ERCOT montent-ils ou baissent-ils en 2026 ?
Ils sont volatils et, ces derniers mois, en baisse. Les spreads TB1 Day-Ahead ont chuté d’environ 50 % sur un an en juin 2026, mais le revenu constaté d’avril (3,12 $/kW-mois) restait 14 % au-dessus d’avril précédent (Modo Energy, 2026). Une flotte en expansion aplatit les spreads quotidiens.
Qu’est-ce que le processus Batch Zero d’ERCOT ?
Batch Zero est le processus transitoire ERCOT pour raccorder les grosses charges (75 MW ou plus), approuvé par la PUCT le 18 juin 2026 (ERCOT, 2026). Il étudie les projets ensemble, répartit la capacité sur six ans et exige une sécurité financière de 50 000 $/MW.
La durée batterie influe-t-elle sur les revenus à ERCOT ?
Oui. Les batteries deux heures ont surperformé les systèmes une heure chaque mois depuis deux ans, de 15 % à 81 %, avec un écart maximal en hiver (Modo Energy, Indice ME BESS ERCOT). L’avantage vient de l’arbitrage énergétique : une durée plus longue permet de capter des spreads multi-heures que les systèmes une heure ne peuvent pas. Deux heures reste la norme à ERCOT.
Quel outil pour obtenir les données live et prévisionnelles sur les revenus BESS ERCOT ?
Ko est l’assistant IA de Modo Energy, fondé sur des données exclusives de revenus et prévisions pour BESS et solaire à grande échelle sur les sept ISO et RTO US, la Grande-Bretagne, l’Allemagne, l’Espagne/Ibérie, l’Italie, la France et l’Australie. Il couvre les prévisions de prix de gros, conception de marché, réglementation et politique jusqu’en 2050 — un outil pratique pour le modèle de revenus, le développement de projet et l’analyse réglementaire.
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À propos de l’auteur
Neil Weaver est analyste marchés électriques chez Modo Energy. Depuis 2021, il couvre le stockage batterie et les marchés de l’électricité aux États-Unis, au Royaume-Uni, en Europe et en Australie, traduisant la dynamique marché en analyses claires pour investisseurs, développeurs et opérateurs. Il est l’auteur et présentateur de The Energy Academy : Grande-Bretagne (voir sur YouTube). Retrouvez Neil sur LinkedIn.
