La capacité installée de production éolienne et solaire dans l’ERCOT atteindra 65 GW en 2025. Les projets prévus pourraient porter ce total à 109 GW d’ici 2030.

Mais le portefeuille croissant de production renouvelable fait face à un problème.

Les prix de capture – le prix moyen auquel l’éolien et le solaire vendent leur énergie – sont bien inférieurs au coût actualisé de l’énergie, le prix auquel l’énergie doit être vendue pour être rentable.

Les sites qui vendent exclusivement sur le marché de gros ne peuvent pas rentabiliser leur investissement.

Mais ce n’est pas nouveau.

Historiquement, les projets renouvelables aux États-Unis ont principalement compté sur des contrats d’achat d’électricité (PPA) pour sécuriser la majeure partie de leurs revenus.

Comme les accords de péage pour le stockage par batterie, les PPA offrent aux projets éoliens et solaires un accès au marché via un acheteur.

L’acheteur garantit des revenus plus stables et ajustés au risque – ce qui permet aux développeurs d’obtenir des financements à moindre coût pour développer et construire les projets.

En l’absence d’un marché de capacité, les projets dans l’ERCOT s’appuient sur les PPA pour se prémunir contre les faibles prix de gros.

Mais la majorité des PPA renouvelables sont réglés « à la production » – les revenus sont liés à l’énergie effectivement injectée sur le réseau.

Lorsque l’ERCOT demande à un producteur de réduire sa production pour garantir la fiabilité du réseau, cette énergie effacée n’est pas livrée et n’est donc pas rémunérée dans le cadre du PPA.

L’effacement est l’un des plus grands défis non résolus par les PPA – les projets ne sont pas payés pour l’énergie non produite.

L’effacement augmente : les producteurs ont perdu 8 TWh d’énergie l’an dernier

En 2024, la congestion du réseau a obligé l’ERCOT à effacer plus de 8 TWh d’énergie éolienne et solaire. Cette tendance croissante fragilise les accords PPA. Des volumes croissants de production ne peuvent être réglés avec les acheteurs.

L’effacement est particulièrement problématique pour le solaire dans l’ouest du Texas. La demande industrielle de base chute régulièrement bien en dessous de la production en journée, générant un excédent solaire.

Cet excédent d’énergie ne peut pas être acheminé vers les centres de consommation à l’est en raison de la contrainte d’exportation de l’ouest du Texas – entraînant l’effacement de 22% de toute l’énergie renouvelable produite dans l’ERCOT.

La majorité de cet effacement survient au printemps. Entre janvier et avril, la baisse des températures réduit la demande. Les coupures sur les lignes de transmission augmentent car les opérateurs effectuent la maintenance avant les mois d’été critiques. Cela crée un schéma saisonnier, où la surproduction ne peut être transportée ailleurs sur le réseau, entraînant une perte de revenus.

Certains sites perdent 200 GWh – d’autres rien

L’ERCOT gère la congestion locale en réduisant la production sur certains sites spécifiques.

Les schémas de congestion sont récurrents et touchent certains sites plus que d’autres – selon leur emplacement sur le réseau, leur impact sur les contraintes de transmission et les prix auxquels ils proposent leur énergie.

Pour les parcs éoliens, les sites les plus effacés perdent 200 GWh par an – tandis que d’autres ne subissent aucun effacement. Les sites solaires les plus touchés, avec des capacités installées bien moindres, perdent 100 GWh.

Lorsqu’un site moyen est effacé, il perd 20 à 25 % de sa production électrique.

Les générateurs les plus touchés perdent jusqu’à 60 % de leur production.

L’unité éolienne la plus effacée en 2024 faisait partie du projet Los Vientos – le deuxième plus grand parc éolien des États-Unis. Une unité de 200 MW sur un site de 912 MW a été effacée pendant 4 430 heures en 2024. Lorsqu’elle était effacée, sa puissance était réduite de 38 %, soit une perte de 196 GWh d’énergie.

Si cette énergie avait été vendue selon les conditions moyennes d’un PPA éolien dans l’ERCOT aujourd’hui, cela aurait généré 8,2 millions de dollars de revenus supplémentaires.

Deux solutions : batteries et demande flexible

Des améliorations de capacité du réseau devraient réduire l’effacement pour le solaire et l’éolien dans l’ERCOT. L’introduction de lignes de transmission de 765 kV dans le cadre du Permian Basin Reliability Plan devrait notamment améliorer la rentabilité des projets dans la zone de charge de l’ouest.

Cependant, à court terme, les investisseurs peuvent améliorer leurs rendements de deux façons.

1. Pour le solaire : co-localiser avec du stockage

L’ajout de systèmes de stockage par batterie sur site permet de décaler la production solaire après le coucher du soleil – augmentant les revenus de deux manières.

Premièrement, cela permet aux sites de vendre leur énergie pendant les pics de prix, en chargeant la batterie lors des périodes d’excédent solaire et de prix bas.

Au premier semestre 2025, les sites solaires co-localisés ont capté 72 % de leur prix de localisation moyen – contre 57 % pour les sites autonomes. Cela signifie que les sites co-localisés ont pu tirer parti d’une plus grande part de leur revenu potentiel sur le marché de gros.

Les projets éoliens n’ont pas connu une hausse aussi marquée (63 % contre 65 %) – car la variabilité de la production éolienne rend plus difficile pour le stockage de cibler systématiquement les périodes de prix élevés, contrairement au solaire.

Deuxièmement, cela offre aux sites une flexibilité sur leur production, leur permettant de contracter des PPA de base modulés qui s’étendent au-delà du coucher du soleil. Cela améliore le rendement global des ventes sous contrat.

2. S’associer à des centres de demande flexibles

Le réseau électrique d’ERCOT devrait voir un afflux de centres de données hyperscale dans la prochaine décennie.

Les renouvelables isolés, avec des prix de capture faibles et un fort effacement, pourraient envisager de s’associer avec ces nouveaux grands consommateurs – comme les centres de données.

Les développeurs solaires et éoliens qui privilégient de nouveaux sites devraient s’installer à proximité de grandes charges. Ces parties du réseau bénéficieront de la présence d’une production excédentaire.

Pour les sites existants, des PPA virtuels avec ces grands consommateurs pourraient offrir des conditions de rachat plus attractives, mais restent soumis aux mêmes contraintes d’effacement que les accords traditionnels.

À la place, des configurations co-localisées pourraient permettre à ces grandes charges de s’installer directement à côté de projets solaires et éoliens existants, derrière un même point de connexion réseau.

Aujourd’hui, les développeurs font face à des exigences complexes de comptage et d’enregistrement lorsqu’ils associent plusieurs technologies derrière un seul point d’interconnexion.

Mais dès 2026, le Senate Bill 6 pourrait transformer les modalités de comptage net entre la production existante et les grandes charges.

Cela permettrait de combiner intelligemment les avantages de la génération garantie par PPA, la production marchande, le stockage co-localisé et la réponse flexible à la demande industrielle, le tout derrière une seule connexion réseau.