La House Bill 1500, adoptée par la 88e législature du Texas en 2023, stipule que les nouveaux producteurs raccordés à ERCOT devront « fiabiliser » leur capacité, c’est-à-dire garantir une disponibilité à un certain pourcentage de leur puissance nominale installée pendant les heures à risque élevé pour la fiabilité – sous peine de pénalité.

Le conseil d’administration d’ERCOT a approuvé les règles d’application, la Nodal Protocol Revision Request (NPRR) 1328, le 15 septembre 2026. Le programme doit maintenant être validé par la Public Utility Commission du Texas. La loi exige sa mise en œuvre d’ici le 1er décembre 2027.

La pénalité ne s’applique que lorsque les réserves opérationnelles d’ERCOT descendent sous 3 000 MW. Cela n’est arrivé à aucun moment depuis septembre 2023.

Voilà pour le court terme. En l’absence de déclenchement et sans obligation avant 2028, le programme ne coûte rien aux producteurs aujourd’hui.

La perspective à long terme est différente. L’obligation est calculée sur la moyenne saisonnière du potentiel de production d’une centrale. Aux heures où les réserves sont les plus faibles, l’éolien et le solaire produisent bien moins que cette moyenne. Le solaire est quasiment nul après le coucher du soleil et avant l’aube. L’éolien tourne bien en dessous de sa moyenne saisonnière lors des épisodes de pénurie estivale.

Si des heures avec des réserves inférieures à 3 000 MW réapparaissent, l’éolien et le solaire seront donc les plus exposés à la pénalité. Le solaire est en déficit à chaque saison. L’éolien est en déficit l’été et lors d’épisodes hivernaux extrêmes.

Points clés à retenir

• L’obligation de capacité ferme ne devrait pas s’appliquer à court terme. Les réserves n’ont pas chuté sous 3 000 MW depuis septembre 2023. Le point bas depuis cette date était 4 213 MW en janvier 2026, et l’été 2026 a atteint un minimum de 4 533 MW.
• L’obligation estivale d’une centrale solaire est d’environ 27 % de la capacité nominale. Après le coucher du soleil, lorsque les réserves sont les plus basses, la production solaire est généralement d’environ 2 % de la capacité nominale.
• L’obligation estivale de l’éolien est d’environ 32 % de la capacité nominale. Lors des heures de réelle pénurie, la production éolienne a atteint en moyenne 9,7 % de la capacité nominale.
• La pénalité théorique maximale du programme est de 60 $ par kW/an, pour une centrale soumise au plafond de 75 % et qui ne livrerait rien sur les 60 heures concernées. Sur une année à forte pénurie, une centrale solaire non couverte paierait environ 6,40 $ par kW/an et une centrale éolienne environ 6,80 $.

Comment fonctionne le programme de capacité ferme

Le programme s’applique aux ressources de production ayant signé un accord de raccordement à partir du 1er janvier 2027, débutant un an après la mise en service de l’unité. Les ressources de stockage d’énergie et la production située dans un réseau d’utilisation privée principalement dédié à l’autoconsommation sont exclues.

Chaque ressource soumise reçoit une Capacité Moyenne de Production Saisonnière (« Seasonal Average Generation Capability », SAGC). ERCOT prend la limite haute soutenue télétransmise de l’unité, soit la puissance maximale déclarée pour chaque intervalle de cinq minutes, en fait la moyenne pour chaque saison sur les cinq années précédentes, et plafonne le résultat à 75 % de la capacité nominale. Pour une centrale solaire de 100 MW avec un potentiel moyen estival de 27 %, la SAGC est de 27 MW.

Cette méthode de calcul diffère de l’accréditation ERCOT utilisée ailleurs. Le rapport Capacity, Demand and Reserves de décembre 2025 crédite le solaire à environ 5 % de la capacité nominale et l’éolien à 9–18 % à l’heure de pointe estivale, selon la « Effective Load Carrying Capability » (ELCC), qui mesure la contribution réelle aux heures de plus grand risque. Une moyenne saisonnière est bien supérieure : 27 % pour le solaire et 32 % pour l’éolien en été.

L’obligation s’applique lors des « Low Operation Reserve Hours », heures comprises dans une période de référence fixe, composée d’une fenêtre de montée en puissance matinale, d’une fenêtre de montée en puissance saisonnière le soir, et de toute heure identifiée à haut risque par l’évaluation probabiliste NERC d’ERCOT. Pour l’été, la fenêtre du soir correspond aux heures se terminant de 18 à 21h. Une heure compte si la capacité physique réactive tombe sous 3 000 MW pendant au moins 15 minutes consécutives. Au maximum 15 heures sont comptabilisées par saison, et il y a quatre saisons par an.

Pour la centrale de l’exemple, une heure contraignante avec 2 MW de potentiel de production et aucune vente ni transfert à l’avance entraîne un déficit de 25 MW. À 1 000 $/MWh, la charge est de 25 000 $ pour cette heure. Si les 15 heures de la saison sont concernées, la charge saisonnière est de 375 000 $, soit 3,75 $/kW.

Les ventes d’énergie et de services auxiliaires à l’avance pour l’heure concernée sont déduites de l’obligation, de même que la capacité couverte par un contrat de fiabilité. L’obligation peut aussi être transférée via un accord bilatéral de transfert de capacité ferme. Les arrêts planifiés, baisses approuvées et coupures réseau sont exemptés pour l’heure concernée. Les arrêts forcés et baisses forcées ne le sont pas.

Combien coûte un déficit

La SAGC est une moyenne saisonnière, mais la pénalité ne s’applique que lors des heures où les réserves sont les plus faibles. L’écart entre les deux correspond au déficit qu’une centrale porte sur une heure contraignante.