Le marché de l’électricité d’ERCOT connaît une décennie de transformation structurelle. Après le développement de l’éolien, l’essor du solaire et des batteries accélère la mutation, bouleversant déjà la tarification de gros. Aujourd’hui, la croissance de la demande, les politiques fédérales favorisant la construction de capacités et la montée en puissance du stockage transforment non seulement le niveau et la forme des prix, mais aussi le moment et le lieu où la valeur est créée selon les régions et les technologies.

Les crédits d’impôt ont été un moteur essentiel pour cette transition, et l’OBBBA accélère la prochaine phase. En avançant la date d’expiration des crédits d’impôt de l’Inflation Reduction Act (IRA) pour l’éolien et le solaire, l’OBBBA concentre des années de développement dans une fenêtre de construction étroite, anticipant l’ajout de nouvelles capacités renouvelables entre 2026 et 2028. Cela sera suivi d’un ralentissement des mises en service à la fin des années 2020, lorsque les incitations expireront et que le pipeline s’amenuisera. Combiné à une croissance rapide de la demande, ce déséquilibre offre-demande est le principal moteur de l’évolution 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, entraînant brièvement les prix de gros en continu (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 les perspectives fondamentales du marché ERCOT selon Modo Energy jusqu’en 2050, dans le cadre de la publication T4 2025.

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