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

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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, c’est-à-dire le prix minimum pour assurer la rentabilité.

Les sites qui vendent leur énergie uniquement sur le marché de gros ne parviennent pas à rentabiliser leur investissement.

Mais ce constat n’est pas nouveau.

Historiquement, les projets renouvelables aux États-Unis se sont appuyés sur les Power Purchase Agreements (PPA) pour la majeure partie de leurs revenus.

Comme les contrats de type “tolling” pour le stockage par batterie, les PPA offrent aux projets éoliens et solaires une voie d’accès au marché grâce à un acheteur de long terme.

L’acheteur apporte des revenus plus stables et ajustés au risque, permettant aux développeurs d’accéder à des financements à moindre coût pour réaliser leurs projets.

En l’absence de marché de capacité, les projets de 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 réellement injectée sur le réseau.

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

L’effacement est l’un des principaux défis non couverts par les PPA : les projets ne sont pas payés pour l’énergie qu’ils ne produisent pas.

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

En 2024, la congestion du réseau a forcé 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 plus être valorisés auprès des acheteurs.