​En 2025, le système moyen de stockage d'énergie par batterie (BESS) dans le réseau ERCOT a généré des revenus inférieurs de 84 % par rapport aux sommets historiques atteints en 2023.

​Cette baisse s’explique principalement par deux raisons.

Premièrement, les années 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 capacité de stockage par batterie dans ERCOT pour assurer la fiabilité du système et limiter les flambées 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 en attendant, les générateurs thermiques existants subissent les mêmes pressions sur les revenus que les batteries. Si les retraits s’accélèrent avant que la nouvelle demande ne se concrétise, la rareté refera surface. Et à mesure que la demande augmentera, il faudra davantage de nouvelle production et de stockage pour y répondre.

La question n’est pas de savoir si le stockage par batterie dans ERCOT présente un potentiel sur 15 à 20 ans – mais comment franchir le cap des 2 à 4 prochaines années pour atteindre ce potentiel.

Points clés à retenir :

• ​Les revenus du BESS se sont effondrés en raison d’une météo plus clémente et d’un marché saturé. La capacité de BESS a été multipliée par 70 depuis 2020, alors que 2024-2025 n’ont pas connu les épisodes climatiques extrêmes générant de la rareté.
• La croissance de la demande est réelle, mais surestimée. Les 220 GW évoqués par ERCOT ne se matérialiseront pas. Projection réaliste : 105 GW d’ici 2030, soit tout de même 22 % de croissance en quatre ans.
• La demande évolue. La consommation d’énergie a augmenté de 27 % depuis 2019, alors que la pointe de demande est restée stable. La zone météo Far West a vu sa charge croître de 116 % en six ans, 4,3 fois plus vite que la moyenne du réseau.
• Le retrait de centrales thermiques peut restaurer la volatilité. Plus de 22 GW de charbon et de gaz vieillissants sont menacés. Seules les centrales à gaz à cycle combiné sont restées rentables en 2024-2025.
• Des solutions transitoires arrivent. Des contrats de sécurisation, de nouveaux services auxiliaires comme le DRRS, et des structures de rachat innovantes pourraient aider les projets à survivre jusqu’au retour de la rareté.

​Des conditions météo plus douces et un marché saturé réduisent les revenus des batteries

En 2024 et 2025, il n’y a pas eu d’épisodes climatiques extrêmes par rapport aux moyennes saisonnières, ce qui limite les situations de rareté.

Les étés de ces deux années étaient en ligne avec la moyenne sur 15 ans (2008-2022) en termes de température. En d’autres termes, les températures étaient « douces » – elles ne s’écartaient pas fortement de la norme.

​« Doux » ne signifie pas en dessous de la moyenne, mais plutôt l’absence de conditions qui entraînent une hausse des prix.

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

La saturation du marché est l’autre facteur.

​En réalité, il y a probablement déjà assez de stockage par batterie pour faire face aux défis actuels d’ERCOT – du moins ceux auxquels les batteries peuvent répondre et que le marché rémunère.

La capacité installée de BESS a fortement progressé dans 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 ont été raccordés en 2024 et 2025. Pour en savoir plus sur le développement du BESS au Texas en 2025 et les projections de Modo Energy, cliquez ici.

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

​La saturation est réelle : plus de batteries signifie plus de concurrence pour un nombre d’opportunités relativement stable, tant sur les services auxiliaires que sur l’énergie.

Pour en savoir plus sur la façon dont la montée en puissance du BESS a contribué à la baisse des revenus et sur les réponses des opérateurs, cliquez ici.

Cependant, le maintien d’opportunités de revenus aussi faibles dépend du maintien de la configuration actuelle de l’offre et de la demande à l’avenir.

​La croissance de la demande et le retrait de centrales thermiques pourraient réintroduire de la volatilité

​La volatilité a presque disparu dans ERCOT ces deux dernières années. En 2025, seules trois journées ont permis à la batterie moyenne de gagner au moins 0,50 $/kW, contre 16 en 2024 et 58 en 2023.

​Cependant, pour que la volatilité – et les opportunités de revenus pour les batteries – restent aussi faibles à l’avenir, il faudrait que la configuration actuelle de l’offre et de la demande et les récents schémas météorologiques persistent. Ce ne sera pas le cas.

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

​Les projections de croissance de la demande dans le rapport prévisionnel à long terme d’ERCOT sont exagérées. Le chiffre de pointe de 220 GW avancé pour 2030 ne se réalisera pas. Cependant, une croissance significative est bien prévue.

Les chiffres sont gonflés car il est très facile de demander un raccordement comme grande charge dans ERCOT. Un développeur de centre de données potentiel n’a rien à payer pour manifester son intention de se développer. En conséquence, la file d’attente contient beaucoup plus de demandes que ce qui se concrétisera réellement, comme pour la production.

Une vision plus réaliste émerge en combinant une analyse détaillée des projets de grandes charges et une réduction alignée sur les taux historiques de concrétisation, soit environ 25 %.

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​Cette approche prévoit une pointe de demande atteignant environ 105 GW en 2030. Cela représente une croissance de 19 GW par rapport au record de 85,9 GW, soit 22 % en seulement quatre ans.

Plusieurs modifications des règles de planification d’ERCOT sont en cours d’examen pour permettre l’intégration de nouveaux types de demande. La demande de révision du guide de planification 115, la PGRR 134, et d’autres processus actifs amélioreront la visibilité sur les délais de raccordement des grandes charges et pourraient instaurer des barrières d’entrée plus élevées, comme des dépôts de plusieurs centaines de milliers de dollars pour accéder à la file d’attente.

Alors que le processus de concertation vise à donner une image plus réaliste, il serait erroné de penser que la demande ne croît pas. Les chiffres de la file d’attente surestiment la croissance à court terme, mais la demande sous-jacente progresse déjà à un rythme significatif.

​À quel rythme la demande augmente-t-elle déjà, et comment son profil évolue-t-il ?

​La croissance de la pointe de demande a stagné en 2024 et 2025. De 2019 à 2023, elle est passée de 74 820 MW à 85 508 MW. Mais en 2024 et 2025, elle 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 composé de 4,08 %. Même si la pointe de demande a reculé de 1,8 % entre 2024 et 2025, la consommation totale a augmenté de 5,8 %.

Cette divergence signale un changement de profil de charge. La météo clémente a limité la pointe, mais la consommation de base continue d’augmenter. Cette croissance provient des centres de données, 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 – centres de données et O&G électrifié – est en grande partie 24h/24 et 7j/7. C’est particulièrement visible 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 d’ERCOT. Cette zone représente désormais 9,2 % de la charge totale ERCOT, contre 5,5 % en 2019.

​Le profil de charge de FWEST est remarquablement plat, avec un ratio pic-creux de seulement 1,07x contre 1,34x en moyenne sur le système ERCOT. Cette platitude reflète l’activité continue des centres de données et de l’industrie pétrolière et gazière.

À mesure que la demande s’aplatit et que le stockage atténue les pics traditionnels du soir, les opportunités d’écart de prix se déplacent vers la fin de soirée.

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

​Des prix bas pourraient provoquer un effet de balancier avec le retrait des centrales thermiques

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

Les centrales plus anciennes ont des rendements thermiques plus faibles, consommant plus de combustible par MWh produit. Leur « spark spread », différence entre prix de l’électricité et coût du combustible, est donc réduit.

Lorsque les prix restent bas en continu, ces unités ne peuvent pas réagir rapidement pour profiter des pics de prix et ne sont pas rentables pendant les heures de prix bas.

​À mesure que les prix moyens baissent, les unités les plus anciennes et les moins efficaces deviennent les premières à ne plus être rentables et fonctionnent donc moins souvent.

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

​Les prix d’équilibre peuvent être calculés en tenant compte de tous les coûts d’exploitation : combustible (en intégrant les rendements), O&M variable et O&M fixe converti en $/MWh selon les facteurs de charge.

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

​En 2024, seules les centrales à gaz à cycle combiné sont restées rentables au regard de tous les coûts d’exploitation. La tendance s’est poursuivie en 2025. La hausse du prix du gaz naturel a contribué à faire grimper le prix moyen de 27 $/MWh à 33 $/MWh. Mais 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 en partie compensé par de nouvelles capacités éoliennes, solaires et de stockage. Mais la suppression de capacités pilotables rendra les prix plus volatils lors des périodes de faible production renouvelable, sauf si le déploiement de ressources flexibles suit le rythme.

Cela crée un effet de balancier : la baisse des revenus accélère les retraits, ce qui réduit l’offre, rend la rareté plus probable et, in fine, ramène la volatilité qui avait fait baisser les revenus à l’origine.

​Combler le fossé à court terme avant le retour du potentiel à long terme

​La volatilité finira par revenir sur ERCOT. Reste à savoir comment les projets tiendront jusque-là. Trois types de solutions peuvent aider à franchir ce cap : exigences de sécurisation, nouveaux services auxiliaires et structures de rachat innovantes.

​Les exigences de sécurisation restent à définir

​La loi House Bill 1500, adoptée lors de la session législative texane de 2023, impose des exigences de sécurisation aux producteurs du réseau ERCOT.

Les exigences s’appliquent aux générateurs signant un accord de raccordement après le 1er janvier 2027, et uniquement aux ressources en service depuis au moins un an.

Les générateurs doivent fonctionner à ou au-dessus de leur capacité moyenne de production lors d’événements à haut risque. Ceux qui ne peuvent garantir leur performance doivent sécuriser une capacité pilotable via des accords bilatéraux ou une co-localisation.

La Commission 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 unique par heure et par saison. Certains acteurs estiment qu’elle sous-évalue la production solaire et pénalise les générateurs thermiques à cause des variations de température.

Plus important pour le BESS, la proposition actuelle rend difficile pour les batteries de se qualifier comme fournisseurs de sécurisation. Seule la production au-dessus du SAGC compte, mais la production des batteries correspond généralement à la moyenne saisonnière. Les parties prenantes s’y opposent, arguant que la flexibilité des batteries contribue à la fiabilité du réseau.

La structure des pénalités est aussi contestée. La proposition fixe la pénalité à 20 % de la valeur effective de la perte de charge (VOLL), plafonnée à 15 heures critiques par saison. Certains défendent une pénalité fixe de 1 000 $/MWh pour garantir la visibilité à long terme. Cela plafonnerait effectivement le revenu potentiel d’un contrat de sécurisation à 15 $/kW.

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

​De nouveaux services auxiliaires pour diversifier les revenus

​Le seul nouveau service auxiliaire en développement certain dans ERCOT est le Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). Le DRRS agit comme une rémunération de capacité pilotable, avec une fenêtre d’activation plus longue que la réserve non filée et une activation en amont du temps réel.

Toutefois, l’éligibilité sera probablement limitée aux batteries ayant une durée de décharge de quatre heures ou plus. Aucune batterie actuellement active dans ERCOT n’est éligible.

D’autres services potentiels sont plus spéculatifs. Un service de soutien de tension pourrait offrir une valeur locale dans l’ouest du Texas en rémunérant les onduleurs pour leur rôle dans l’intégration des ressources à base d’onduleurs. Un service de soutien d’inertie pourrait rémunérer les ressources pour leur soutien au taux de variation de la fréquence (ROCOF), même si l’éligibilité concernerait surtout les générateurs thermiques.

Rien ne garantit que ces services verront le jour. S’ils sont mis en place, ils seraient probablement contractualisés de gré à gré plutôt que par le marché. ERCOT pourrait s’inspirer de l’Allemagne, où un marché de l’inertie est en développement.

​Des structures de rachat innovantes

​Les accords de type tolling traditionnels restent peu répandus. Les besoins des développeurs et la volonté des acheteurs divergent, créant un écart important entre l’offre et la demande. Les acheteurs attribuent 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 : partage des revenus avec participation à la hausse, tollings virtuels ou partiels, couvertures hub-versus-node, paiements conditionnés au taux de captation, etc.

De nouveaux partenaires de rachat pourraient émerger. Les assureurs pourraient garantir un revenu minimal, qu’il soit forfaitaire ou indexé sur la moyenne d’un segment de marché.

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

Les fournisseurs et les opérateurs de batteries sont exposés de façon structurellement opposée : les fournisseurs souffrent lors des périodes de forte volatilité, tandis que les batteries souffrent lors des périodes calmes où les opportunités d’arbitrage disparaissent.

Un swap de volatilité isole cette exposition en fixant à l’avance un prix pour un indicateur de volatilité – comme l’écart quotidien entre les deux meilleures et les deux moins bonnes heures, ou le TB2 – sur une période donnée.

Quand les écarts réels dépassent le niveau convenu, l’opérateur de batterie indemnise le fournisseur. Quand ils sont inférieurs, le fournisseur paie l’opérateur. Les revenus de dispatching de la batterie compensent naturellement ses obligations lors des périodes volatiles, tandis que le paiement du fournisseur assure un plancher de revenus lors des marchés calmes.

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

​La thèse d’investissement sur 15-20 ans reste solide. Les rendements à court terme ne sont pas garantis, mais les conditions structurelles de rareté devraient revenir.

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

• maximiser leur captation des écarts de prix,
• profiter des spreads attractifs qui s’étendent en soirée et la nuit,
• l’introduction de nouveaux services auxiliaires,
• la signature de contrats répondant aux exigences de sécurisation renouvelable,
• ou la couverture de leur exposition aux années de faible volatilité via des contrats ou le marché à terme,

seront bien placés pour profiter du rebond lorsqu’il se produira.

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