Le marché de l’électricité d’ERCOT connaît une décennie de transformations structurelles. Après l’essor de l’éolien, la transition s’accélère désormais avec le solaire et le stockage par batteries, ce qui a déjà modifié la tarification de gros. La croissance de la demande, le développement des capacités influencé par la politique fédérale 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 majeur de cette transition, et l’OBBBA accélère sa prochaine phase. En avançant la date d’expiration des crédits d’impôt de l’Inflation Reduction Act (IRA) pour l’éolien et le solaire, la période de construction se resserre, concentrant des années de développement prévu entre 2026 et 2028. Cela sera suivi d’un ralentissement des mises en service à la fin des années 2020, à mesure que les incitations disparaissent et que le pipeline de projets s’amenuise. Combiné à une croissance rapide de la demande, ce déséquilibre entre l’offre et la 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 tend davantage avant l’arrivée de la prochaine vague de capacités, 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 des prix journaliers est fondamentalement différente d’aujourd’hui.

Cet article présente les perspectives fondamentales du marché ERCOT de Modo Energy pour le T4 2025.

Résumé exécutif