​En 2025, le système de stockage d'énergie sur batterie moyen dans l'ERCOT a généré des revenus inférieurs de 84 % aux sommets historiques de 2023.

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​Cela s'explique principalement par deux raisons.

Premièrement, 2024 et 2025 ont connu deux années consécutives de conditions météorologiques relativement douces, ce qui a réduit les épisodes de prix extrêmes.

Deuxièmement, il y a probablement déjà suffisamment de stockage sur batterie dans l'ERCOT pour assurer la fiabilité du système et limiter les pics de prix – du moins pour l’instant.

Les services auxiliaires sont saturés, tandis que la participation accrue des batteries à l'arbitrage énergétique réduit la volatilité.

La rentabilité à court terme s’est affaiblie.

Cependant, la croissance de la demande arrive, et d’ici là, les centrales thermiques existantes subissent les mêmes pressions sur les revenus que les batteries. Si les retraits de centrales s’accélèrent avant que la nouvelle demande ne se matérialise, la rareté reviendra. Et lorsque la nouvelle demande se concrétisera, il faudra davantage de nouvelles capacités de production et de stockage pour y répondre.

La question n’est pas de savoir si une hausse est possible pour le stockage sur batterie dans l’ERCOT sur un horizon de 15 à 20 ans – mais comment franchir le cap des 2 à 4 prochaines années pour atteindre cette hausse.

Points clés à retenir :

• ​Les revenus BESS se sont effondrés à cause d'une météo plus clémente et de la saturation du marché. La capacité BESS a été multipliée par 70 depuis 2020, tandis que 2024-2025 n'ont pas connu d'événements météorologiques extrêmes générateurs de rareté.
• La croissance de la demande est réelle, mais surestimée. Le chiffre de 220 GW annoncé par l’ERCOT ne sera pas atteint. Une projection réaliste : 105 GW d'ici 2030, soit tout de même 22 % de croissance en quatre ans.
• La demande change de profil. La consommation énergétique a augmenté de 27 % depuis 2019, alors que la demande de pointe stagne. La zone météo du Far West a vu sa charge croître de 116 % en six ans, soit 4,3 fois plus vite que la moyenne du réseau.
• Les retraits thermiques peuvent rétablir la volatilité. Plus de 22 GW de centrales à charbon et à gaz vieillissantes sont menacées. Seules les centrales à gaz à cycle combiné sont restées rentables en 2024-2025.
• Des solutions de transition arrivent. Les contrats de garantie, de nouveaux services auxiliaires comme le DRRS, et des structures de rachat créatives pourraient aider les projets à survivre jusqu’au retour de la rareté.

​Une météo moins extrême et la saturation du marché ont réduit les revenus des batteries

En 2024 et 2025, il n’y a pas eu d’événements météorologiques extrêmes par rapport aux normales saisonnières, qui génèrent d’ordinaire des conditions de rareté.

Les étés de ces deux années étaient très proches de la moyenne sur 15 ans (2008-2022) en termes de température moyenne. Autrement dit, les températures ont été « douces » – elles ne se sont pas écartées fortement de la norme.

​« Doux » ne signifie pas en dessous de la moyenne, mais plutôt l’absence de conditions génératrices de prix élevés.

Cependant, les années de météo clémente ne sont pas la seule raison de la baisse des opportunités et de la captation de revenus pour les BESS dans l’ERCOT ces deux dernières années.

La saturation du marché est l’autre facteur explicatif.

​En fait, il y a probablement déjà assez de stockage sur batterie pour répondre aux défis actuels de l’ERCOT – du moins à ceux auxquels les batteries peuvent répondre, et que le marché rémunère.

La capacité installée de BESS a connu une croissance fulgurante dans l’ERCOT. Depuis le début de la décennie, elle est passée d’environ 200 MW à près de 14 000 MW, soit une multiplication par plus de 70. Près de 10 de ces 14 GW sont entrés en service en 2024 et 2025. Pour en savoir plus sur le développement des BESS dans l’ERCOT en 2025 et les projections de Modo Energy pour l’avenir, cliquez ici.

À mesure que davantage de batteries se connectent au réseau, la concurrence augmente, entraînant une cannibalisation des opportunités de revenus.

​La saturation est bien réelle – plus de stockage sur batterie signifie plus de concurrence pour un ensemble d’opportunités relativement stable, tant dans les services auxiliaires que dans l’énergie.

En savoir plus ici sur la façon dont la montée en puissance des BESS a contribué à la baisse des revenus, et comment les opérateurs de batteries y ont répondu.

Cependant, le maintien de niveaux de revenus aussi faibles dépend du fait que la configuration actuelle de l’offre et de la demande reste inchangée à l’avenir.

​La croissance de la demande et les retraits thermiques pourraient réintroduire de la volatilité

​La volatilité a quasiment disparu dans l’ERCOT ces deux dernières années. En 2025, il n’y a eu que trois jours où la batterie moyenne a gagné au moins 0,50 $/kW, contre 16 en 2024 et 58 en 2023.

​Cependant, pour que la volatilité – et donc les opportunités de revenus pour les batteries – reste aussi faible à l’avenir, il faudrait que la configuration actuelle de l’offre et de la demande ainsi que les conditions météorologiques récentes perdurent. Ce ne sera pas le cas.

​La croissance de la demande arrive, mais son calendrier (et son ampleur) sont incertains

​Les projections de croissance de la demande dans le rapport Long Term Load Forecast de l’ERCOT sont exagérées. Le pic de 220 GW annoncé pour 2030 ne se concrétisera pas. Cependant, une croissance significative est bien en cours.

Les chiffres sont gonflés car il n’y a quasiment aucun obstacle à la demande de raccordement en tant que grande charge dans l’ERCOT. Un développeur de data center potentiel ne paie rien pour indiquer son intention de développement. Par conséquent, la file d’attente contient bien plus de demandes potentielles qu’il n’en sera jamais réalisé, comme pour les raccordements de production.

Une image plus réaliste émerge en combinant une analyse détaillée des projets de grande charge individuels avec une réduction alignée sur les taux historiques de raccordement effectif, soit environ 25 %.

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Pour toute question, contactez brandt@modoenergy.com.

​Cette approche prévoit un pic de demande d’environ 105 GW d’ici 2030. Cela représente 19 GW de croissance par rapport au pic historique de 85,9 GW, soit +22 % en seulement quatre ans.

Plusieurs modifications des guides de planification ERCOT sont en cours pour permettre l’intégration de nouveaux types de demande. Le Planning Guide Revision Request 115, le PGRR 134 et d’autres processus en cours amélioreront la visibilité sur les délais de raccordement des grandes charges et pourraient instaurer des barrières à l’entrée plus élevées, exigeant potentiellement des dépôts de plusieurs centaines de milliers de dollars rien que pour entrer dans la file d’attente.

Tandis que le processus de concertation vise à dresser un tableau plus réaliste, il serait erroné de conclure que la croissance de la demande n’a pas lieu. Les chiffres bruts surestiment la croissance à court terme, mais la demande énergétique sous-jacente progresse déjà à un rythme soutenu.

​À quel rythme la demande croît-elle déjà, et comment son profil a-t-il changé ?

​La croissance du pic de demande a stagné en 2024 et 2025. De 2019 à 2023, le pic est passé de 74 820 MW à 85 508 MW. Mais en 2024 et 2025, il a reculé de 1,8 %, à 83 707 MW.

​La consommation totale d’énergie raconte une autre histoire. Entre 2019 et 2025, elle est passée de 384 TWh à 488 TWh, soit un taux de croissance annuel moyen de 4,08 %. Même si la demande de pointe a baissé de 1,8 % entre 2024 et 2025, la consommation totale a progressé de 5,8 %.

Cette divergence traduit une évolution du profil de charge. La météo clémente a limité la demande de pointe, tandis que la consommation de base continue d’augmenter. Cette croissance provient des data centers, de la hausse de la consommation résidentielle et de l’électrification continue de l’industrie pétrolière et gazière dans le bassin permien.

La nouvelle demande – comme les data centers et l’O&G électrifié – est en grande partie 24h/24, 7j/7. Cela se voit surtout dans la zone météo Far West (FWEST). La charge de FWEST a augmenté de 116,5 % entre 2019 et 2025, soit 4,3 fois plus vite que l’ensemble de l’ERCOT. La zone représente désormais 9,2 % de la charge totale ERCOT, contre 5,5 % en 2019.

​Le profil de charge de FWEST est particulièrement plat, avec un ratio pic-creux de seulement 1,07 contre 1,34 en moyenne pour le système ERCOT. Cette platitude reflète l’activité continue des data centers et de l’O&G.

À mesure que la demande s’aplatit et que le stockage atténue les pics traditionnels du coucher du soleil, les opportunités d’écart de prix se déplacent vers les heures plus tardives du soir.

​Une partie de la nouvelle demande pourrait être satisfaite par des turbines à gaz sur site, mais des contraintes d’approvisionnement limitent cette option. Il n’y a pas assez de turbines pour absorber toute la croissance.

​Des prix bas pourraient créer un effet de balancier avec les retraits thermiques

​Des prix bas et une volatilité réduite diminuent les revenus des batteries, mais ils sont aussi néfastes pour les centrales à charbon et à gaz vieillissantes. Ces unités ont souvent des temps de démarrage et d’arrêt longs et peinent à justifier leurs coûts d’exploitation lorsque les prix restent faibles.

Les générateurs plus anciens ont des rendements thermiques plus faibles, nécessitant plus de carburant par MWh produit. Leur « spark spread », c’est-à-dire la différence entre le prix de l’électricité et le coût du combustible pour la produire, est donc plus mince.

Lorsque les prix restent bas en continu, ces unités sont doublement pénalisées : elles ne peuvent pas cycler rapidement pour profiter des pics, et ne sont pas rentables lors des heures à bas prix.

​À mesure que les prix moyens se resserrent, les unités les plus anciennes et les moins efficaces deviennent les premières à ne plus être rentables, ce qui réduit leur fréquence de fonctionnement.

​L'analyse du « seuil de rentabilité » montre que les centrales à charbon anciennes fonctionnent souvent à perte

​Les prix de seuil de rentabilité peuvent être calculés sur la base des coûts d’exploitation complets : coûts de carburant (en tenant compte des rendements), O&M variables et fixes convertis en $/MWh selon les facteurs de charge.

Les unités anciennes ont des rendements thermiques et des coûts de maintenance plus élevés. Plus de 10 GW de centrales à charbon ont plus de 40 ans, et 12 GW de centrales à gaz ont plus de 50 ans dans l’ERCOT.

​En 2024, seules les centrales à gaz à cycle combiné sont restées rentables face aux coûts d’exploitation complets. Cette tendance s’est poursuivie en 2025. La hausse des prix du gaz naturel a fait monter les prix moyens de 27 $/MWh à 33 $/MWh. Toutefois, le seuil de rentabilité du charbon ancien (~36-37 $/MWh) est resté supérieur à la moyenne annuelle.

​Les retraits pourraient restaurer la volatilité

​Le retrait progressif de certaines centrales thermiques sera partiellement compensé par l’ajout de capacités éoliennes, solaires et de stockage. Cependant, retirer de la capacité pilotable signifie que les prix deviendront plus volatils lors des périodes de faible production renouvelable, à moins que le déploiement de ressources flexibles ne suive le rythme.

Cela crée un effet de balancier : la baisse des revenus accélère les retraits, amincissant la pile d’offre, rendant la rareté plus probable et, à terme, restaurant la volatilité qui avait fait baisser les revenus à l’origine.

​Combler le fossé à court terme pour bénéficier du potentiel à long terme

​La volatilité réapparaîtra tôt ou tard dans l’ERCOT. La question est de savoir comment les projets peuvent tenir jusque-là. Trois catégories de solutions pourraient permettre de franchir ce cap : exigences de garantie, nouveaux services auxiliaires et structures de rachat créatives.

​Les exigences de garantie restent à définir

​Le projet de loi 1500, adopté lors de la session législative texane de 2023, impose des exigences de garantie pour les ressources de production dans l’ERCOT.

Les exigences s’appliquent aux producteurs ayant signé un accord de raccordement après le 1er janvier 2027, et uniquement aux ressources en exploitation depuis au moins un an.

Les producteurs doivent fonctionner à ou au-dessus de leur capacité moyenne de production lors des événements à risque. Ceux qui ne peuvent pas garantir ces performances devront sécuriser une capacité pilotable via des accords bilatéraux ou des installations co-localisées.

Le PUCT a publié une proposition en juillet 2024 pour consultation publique. Plusieurs points restent en discussion.

La méthodologie SAGC (Seasonal Average Generation Capability) proposée calcule un pourcentage moyen par heure et par saison. Les parties prenantes estiment que cela ne reflète pas la production solaire réelle et pénalise les générateurs thermiques en raison des variations de température.

Plus important pour les BESS, la proposition actuelle rend difficile leur qualification comme fournisseurs de garantie. Seule la production au-dessus du SAGC compte, alors que la production des batteries correspond généralement à la moyenne saisonnière. Les parties prenantes s’opposent à cette exclusion, arguant que la flexibilité des batteries soutient la fiabilité du réseau.

La structure des pénalités fait également débat. La proposition fixe les pénalités à 20 % de la valeur effective de la perte de charge (VOLL), plafonnées à 15 heures critiques par saison. Les parties prenantes préconisent une pénalité fixe de 1 000 $/MWh pour garantir une visibilité à long terme. Cela plafonnerait effectivement le revenu potentiel d’un contrat de garantie à 15 $/kW.

Si les batteries sont incluses comme fournisseurs de garantie éligibles, cela créerait une nouvelle source de revenus via des contrats bilatéraux et encouragerait la co-localisation avec les renouvelables. Les projets mis en service autour de 2027 en bénéficieraient le plus.

​De nouveaux services auxiliaires pourraient offrir une diversification

​Le seul nouveau service auxiliaire actuellement en développement dans l’ERCOT est le Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). Le DRRS fonctionne comme une rémunération de capacité pilotable, avec une fenêtre de déploiement plus longue que la réserve non synchronisée, et est activé avant le temps réel.

Cependant, l’éligibilité sera probablement limitée aux batteries disposant d’une autonomie de quatre heures ou plus. Aucune batterie actuellement active dans l’ERCOT ne répond à ce critère.

D’autres services potentiels sont plus spéculatifs. Un service de support de tension pourrait offrir une valeur localisée au Texas de l’Ouest, en rémunérant les onduleurs grid-forming pour l’intégration des ressources à base d’onduleurs. Un service de support d’inertie pourrait récompenser les ressources qui soutiennent le taux de variation de fréquence (ROCOF), bien que l’éligibilité s’étende probablement aux générateurs thermiques.

Rien ne garantit que ces services seront développés. S’ils le sont, ils seraient probablement contractés de gré à gré plutôt que via le marché. L’ERCOT pourrait s’inspirer de l’Allemagne, où un marché de l’inertie est en développement.

​Des structures de rachat créatives

​Les accords de péage traditionnels ont rencontré peu de succès. Les besoins des développeurs et la volonté des acheteurs divergent, créant un écart important entre l’offre et la demande. Les acheteurs accordent peu de valeur aux revenus à court terme et préfèrent des durées plus courtes, tandis que les développeurs ont besoin de visibilité à long terme pour couvrir leurs coûts.

Plusieurs structures alternatives pourraient combler ce fossé : accords de partage de revenus avec participation à la hausse, péages virtuels ou partiels, couvertures hub-versus-node, paiements indexés sur le taux de captation.

De nouveaux partenaires d’achat pourraient aussi émerger. Les assureurs pourraient garantir un niveau de revenus de base, qu’il soit fixe ou indexé sur la moyenne du segment de marché.

​Les swaps de volatilité avec les fournisseurs d’électricité (LSE) représentent également une structure prometteuse.

Les détaillants (LSE) et les opérateurs de batteries ont des expositions structurellement opposées : les détaillants souffrent en période de forte volatilité, tandis que les opérateurs de batteries sont pénalisés lorsque la volatilité est faible et que les opportunités d’arbitrage disparaissent.

Un swap de volatilité isole cette exposition en fixant à l’avance un prix pour un indicateur de volatilité – par exemple, l’écart quotidien entre les deux heures les plus hautes et les deux plus basses, ou le TB2 – sur une période donnée.

Lorsque les écarts réels dépassent le niveau convenu, l’opérateur de batterie indemnise le détaillant. Lorsque les écarts sont inférieurs, c’est le détaillant qui paie l’opérateur de batterie. Les revenus de dispatch du BESS compensent naturellement ses obligations lors des périodes de forte volatilité, tandis que le paiement du détaillant offre un plancher de revenus lors des marchés calmes.

​Posséder, exploiter et investir dans des BESS dans l’ERCOT demande de la patience – et le bon pont de revenus

​L’investissement sur 15-20 ans reste pertinent. Les rendements à court terme ne sont pas garantis, mais les conditions structurelles pour un retour de la rareté sont susceptibles de réapparaître.

Les projets capables de franchir ce cap grâce à des solutions telles que :

• maximiser la captation des écarts de prix,
• la captation d’écarts de prix attractifs s’étendant en soirée et pendant la nuit,
• l’introduction de nouveaux services auxiliaires,
• la signature de contrats répondant aux exigences de garantie des renouvelables,
• ou la couverture de leur exposition aux années à faible volatilité via des contrats de rachat ou des positions sur le marché à terme,

seront bien placés pour profiter du potentiel à la hausse lorsqu’il se matérialisera.

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