​Le marché de l’électricité d’ERCOT connaît une décennie de profondes transformations structurelles. Après l’essor de l’éolien, l’accélération du solaire et des batteries modifie déjà la tarification de gros. La croissance de la demande, le développement de la capacité sous l’influence des politiques fédérales et la montée en puissance du stockage redéfinissent non seulement le niveau et la forme des prix, mais aussi le moment et l’endroit où la valeur est créée selon les régions et les technologies.

Les crédits d’impôt ont été un moteur clé de cette transition, et l’OBBBA accélère sa prochaine phase. En anticipant l’expiration des crédits d’impôt de l’Inflation Reduction Act (IRA) pour l’éolien et le solaire, la fenêtre de construction se resserre, concentrant des années de développement de projets entre 2026 et 2028. Cela sera suivi d’un creux de déploiement à la fin des années 2020, à mesure que les incitations expirent et que le pipeline s’amenuise. Combiné à une croissance rapide de la demande, ce déséquilibre entre offre et demande est le principal moteur de la trajectoire des prix à venir.

Le résultat ? Les écarts de prix journaliers s’élargissent et le TB2 dépasse 110 000 $/MW-an d’ici 2028. Le marché se resserre davantage avant la prochaine vague d’ajouts, faisant brièvement grimper les prix de gros (ATC) au-dessus de 115 $/MWh en 2033. À la fin des années 2040, les écarts TB2 se stabilisent autour de 50 000 $/MW-an, et la forme quotidienne des prix est fondamentalement différente d’aujourd’hui.

Cet article présente l’analyse fondamentale du marché ERCOT par Modo Energy pour le T4 2025.

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