Cet article rassemble les recherches et analyses de Modo Energy axées sur les États-Unis pour le troisième trimestre 2025 – couvrant les revenus des BESS, les évolutions du design des marchés, les tendances de déploiement et les actualités sur les contrats d’achat dans les régions ERCOT, CAISO, PJM et NYISO.
En résumé :
- Les revenus des BESS sur les marchés matures restent limités : Avec des marchés de services auxiliaires saturés, les batteries au Texas (ERCOT) et en Californie (CAISO) ont dû compter sur la volatilité du marché, qui ne s’est pas matérialisée en 2025 – les revenus moyens dans chaque région sont inférieurs à 45 $/kW/an depuis le début de l’année.
- La croissance de la demande se fait ressentir partout : Bien que les revenus dans l’ERCOT et le CAISO aient été limités en 2025, cela pourrait évoluer si la demande augmente, même partiellement, selon les prévisions récentes. Cela impacte également les marchés moins développés comme PJM, où les prix de capacité ont atteint plusieurs centaines de dollars par MW/jour pour la deuxième enchère consécutive.
- Le design du marché continue d’évoluer : Dans l’ERCOT, la réforme la plus importante depuis le passage d’un marché zonal à un marché nodal va accroître l’efficacité des prix et ouvrir de nouvelles opportunités et défis pour les opérateurs BESS. De son côté, le crédit de stockage indexé de NYISO favorise le développement de BESS dans la région.
- Le déploiement progresse à des rythmes différents selon les régions : Les batteries continuent d’être mises en service rapidement dans le CAISO et l’ERCOT, tandis que le développement reste lent ailleurs. Des réformes sur les files d’attente de raccordement, le crédit de stockage indexé et l’amélioration des opportunités de revenus vont commencer à changer la donne dans des marchés comme PJM et NYISO. Par ailleurs, la récente loi fédérale sur la fiscalité (OBBBA) est l’un des nombreux vents contraires politiques qui pourraient freiner le déploiement dans les prochaines années.
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La loi OBBBA modifie le calendrier de développement des projets et les attentes en matière de CapEx
L’Inflation Reduction Act (IRA) a utilisé la politique fédérale pour soutenir le développement de l’éolien, du solaire et du stockage par batteries (BESS) aux États-Unis, tandis que la loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) réduit son impact – elle accélère la fin des crédits d’impôt et renforce les règles de construction et de chaîne d’approvisionnement.
Bien que les batteries aient été protégées d’une fin explicite des crédits d’impôt, les restrictions à l’approvisionnement limitent la capacité des développeurs à utiliser des fournisseurs BESS situés dans des « entités étrangères préoccupantes » tout en maintenant l’accès au crédit d’impôt à l’investissement.
Les développeurs performants agiront rapidement pour sécuriser les crédits d’impôt avant l’entrée en vigueur des règles FEOC. Ceux qui ne peuvent pas accélérer leurs projets devront soigneusement évaluer si la valeur des crédits d’impôt compense le surcoût d’un approvisionnement étranger avant de choisir leur fournisseur.
Lisez l’article complet pour mieux comprendre les choix auxquels sont confrontés les développeurs d’éolien, de solaire et de stockage ici.
Comment fixer le prix d’un accord de type « tolling »
Obtenir un contrat d’achat à long terme devient de plus en plus crucial pour les nouveaux projets BESS souhaitant se financer sur des marchés matures comme le CAISO et l’ERCOT. Jusqu’à présent, le marché a principalement utilisé des contrats physiques traditionnels, mais évolue vers des structures alternatives.
Les accords de type « tolling » permettent aux investisseurs d’échanger des revenus marchands incertains contre des flux de trésorerie contractuels prévisibles. Leur objectif est d’atteindre un taux de rendement interne (TRI) cible.
En prévoyant les revenus d’un BESS et en les comparant à l’objectif de TRI, il est possible de déterminer un prix de toll qui assure le rendement souhaité tout en laissant un potentiel de gain à l’acheteur.
Dans l’ERCOT, cinq projets fonctionnent actuellement sous des accords de type « tolling » connus, et sept autres actifs devraient entrer en service d’ici fin 2026.
Pour en savoir plus sur l’état du marché des contrats d’achat dans l’ERCOT, cliquez ici. Pour tout comprendre sur la tarification de ces accords, poursuivez la lecture ici.
Pourquoi les producteurs éoliens et solaires ne peuvent pas se contenter d’un PPA
Avec l’augmentation de la capacité installée d’éolien et de solaire dans l’ERCOT, le prix moyen auquel ces technologies vendent leur énergie – le « capture price » – a diminué.
En 2025, cette valeur tourne autour de 17 $/MWh pour les deux technologies, soit le bas de la fourchette du coût actualisé de l’énergie – le prix auquel une technologie doit vendre son énergie sur sa durée de vie pour être rentable.
Cependant, les contrats d’achat d’électricité (PPA) réduisent la dépendance à un prix de capture élevé.
Comme les accords de type « tolling » pour le stockage par batterie, les PPA offrent aux projets éoliens et solaires une voie d’accès au marché via un acheteur.
L’acheteur garantit des revenus plus stables et ajustés au risque – permettant aux développeurs d’accéder à un financement à moindre coût pour construire les projets – en acceptant de payer un montant fixe pour chaque MWh produit.
Cependant, la principale raison de la baisse des prix de capture pour l’éolien et le solaire ces dernières années est l’augmentation des limitations de production (« curtailment »). Avec l’arrivée de nouvelles capacités, les lignes de transmission de l’ERCOT sont plus souvent saturées et une partie de cette production est donc limitée.
Lorsque l’ERCOT demande à un producteur de réduire sa production pour garantir la stabilité du réseau, cette énergie n’est pas livrée et donc pas rémunérée dans le cadre du PPA.
Le curtailment est l’un des plus grands défis non résolus par les PPA : les projets ne sont pas payés pour l’énergie qu’ils ne produisent pas.
Pour atténuer ce problème – du moins pour le solaire – une solution consiste à co-localiser les installations avec du stockage par batterie.
Les systèmes de stockage d’énergie sur batterie co-localisés permettent de décaler la production solaire après le coucher du soleil – améliorant ainsi les revenus de deux façons.
Premièrement, cela permet de vendre l’énergie lors des pics de prix en chargeant la batterie pendant les périodes de surproduction solaire et de bas prix.
Deuxièmement, cela offre une flexibilité sur la production, permettant de conclure des PPA modulés qui s’étendent au-delà du coucher du soleil. Cela améliore le rendement global de la vente d’énergie sous contrat.
Bien que cet article se base sur les données de l’ERCOT, les enseignements s’appliquent à toutes les régions des États-Unis.
En savoir plus sur le curtailment ici.
Évaluer les revenus BESS grâce aux écarts Top-Bottom
Les écarts Top-Bottom (TB) servent de référence pour mesurer les revenus qu’une batterie peut générer via l’arbitrage énergétique. En comparant ces écarts selon la durée et la localisation, les acteurs peuvent identifier les meilleures stratégies et sites pour le déploiement de BESS.
Lorsque les services auxiliaires sont saturés par des capacités de stockage par batterie – comme c’est le cas aujourd’hui dans l’ERCOT et le CAISO – l’arbitrage énergétique constitue la majorité des revenus marchands pour les batteries.
Un écart TB est un moyen simple mais puissant de quantifier cette opportunité. Il mesure la différence entre le prix d’électricité le plus élevé et le plus bas d’une journée donnée.
- Un écart TB1 correspond au prix horaire le plus haut moins le plus bas.
- Un écart TB4 est la somme des quatre prix horaires les plus hauts moins les quatre plus bas.
Les écarts TB présentent des rendements décroissants à mesure que la durée augmente. TB1 capte les meilleures opportunités en reflétant la volatilité des prix, tandis que chaque heure supplémentaire ajoute de moins en moins de valeur.
Les marchés comme l’ERCOT, dépourvus de marché de la capacité, présentent généralement plus de volatilité de prix que les régions comme le PJM, qui s’appuient sur des mécanismes plus structurés.
Dans l’ERCOT, les optimiseurs sont désormais testés sur leur capacité à tirer parti des marchés Day-Ahead et Real-Time, très volatils.
Les taux de capture deviennent un indicateur de plus en plus important à mesure que l’arbitrage représente une part croissante des revenus.
Le taux de capture mesure à quel point une batterie se rapproche d’une performance « parfaite ». Il est calculé en divisant le revenu par un maximum théorique, défini ici via les écarts TB en temps réel.
La maturité du marché ERCOT a créé un nouveau contexte pour les batteries. Il est désormais plus difficile d’atteindre des taux de capture élevés, les autres sources de revenus étant moins accessibles.
Pour en savoir plus sur l’utilisation des écarts TB pour comprendre les opportunités de revenus BESS, et pour voir à quoi ressemblent ces écarts dans les différents ISO américains cette année, cliquez ici. Pour savoir comment appliquer ces écarts aux revenus réels et calculer un « taux de capture », et comment les optimiseurs de batteries ERCOT ont performé en 2025, lisez ici.
La croissance de la demande arrive, mais jusqu’où peut-elle aller ?
En avril 2025, l’ERCOT a révisé ses prévisions de croissance future de la demande pour inclure 35 GW de demande de pointe venant des centres de données d’ici 2035 – soit près de la moitié du pic actuel du système.
Ce changement s’inscrit dans une vague nationale. Les géants de la tech se ruent sur des États comme le Texas et la Virginie pour construire des centres de données hyperscale, attirés par le faible coût de l’énergie, l’abondance de terrains ou la proximité des pôles de demande informatique.
Les projections 2025 du PJM estiment que la demande de pointe passera de 160 GW à 210 GW d’ici 2035, une hausse presque entièrement due à la multiplication des centres de données.
Mais la connexion au réseau électrique n’est pas si simple.
À quelle vitesse cette croissance peut-elle vraiment avoir lieu ?
Des contraintes telles que la vitesse à laquelle l’offre peut augmenter pour répondre à la demande, ou des goulets d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement pour des composants essentiels comme les puces, transformateurs ou même le foncier, empêcheront la croissance de la demande d’atteindre les prévisions de base de l’ERCOT et du PJM.
Poursuivez la lecture pour découvrir l’analyse de Modo Energy sur la croissance de la demande réellement envisageable dans l’ERCOT et le PJM. Pour en savoir plus sur la nouvelle proposition « Non-Capacity Backed Load » du PJM, qui pourrait permettre à davantage de centres de données de se raccorder au réseau, cliquez ici.
Perspectives par ISO américain
ERCOT
Les revenus BESS ont encore baissé en 2025, passant du record déjà bas de 55 $/kW/an en 2024 à un revenu moyen de seulement 30 $/kW/an depuis le début de l’année dans l’ERCOT.
Cela s’explique par la saturation continue des services auxiliaires. En plus de la baisse des opportunités sur ces marchés, 2025 a connu très peu de volatilité des prix de l’énergie, les batteries offrant des prix de plus en plus compétitifs sur les marchés Day-Ahead et Real-Time, alors que la météo est revenue à la normale par rapport à 2022 et 2023.
Retrouvez plus d’informations sur les revenus BESS dans l’ERCOT dans nos rapports mensuels :
Un autre changement clé à venir sur le marché ERCOT est la mise en œuvre de la Co-optimisation Temps Réel (RTC+B – le « B » pour batteries) prévue pour le 5 décembre 2025.
RTC+B va transformer la manière dont les batteries concourent pour les services auxiliaires et gèrent leurs positions sur le marché temps réel, car ces services seront désormais attribués à la fois sur les marchés Day-Ahead et Real-Time.
Ce changement améliorera l’efficacité globale du marché tout en créant de nouvelles opportunités et de nouveaux défis pour les batteries.
Les batteries auront plus de flexibilité pour passer de l’énergie aux services auxiliaires en temps réel, mais devront aussi respecter des contraintes plus strictes sur le niveau de charge (SoC).
Pour en savoir plus sur l’impact de la RTC, la plus grande réforme de marché depuis dix ans dans l’ERCOT, et sur la manière de s’y préparer, cliquez ici.
Autres faits marquants du T3 :
- Le déploiement BESS atteint 10 GW de puissance commerciale et 15 GWh de capacité énergétique
- Malgré des revenus historiquement bas en 2024 et 2025, quels changements pourraient améliorer la rentabilité des batteries dans les prochaines années ?
- Les batteries de quatre heures deviennent-elles plus attractives à mesure que les revenus se diversifient et s’étendent sur plus d’heures ?
CAISO
Dans le CAISO, les revenus marchands des BESS stagnent également. Jusqu’en septembre 2025, la batterie moyenne dans le CAISO a généré 32 $/kW, soit 42 $/kW/an annualisé.
Cela représente une baisse par rapport à 80 $/kW/an en 2024 et 51 $/kW/an en 2023. Les raisons sont les mêmes qu’à l’ERCOT : saturation des services auxiliaires et offres BESS de plus en plus compétitives.
À mesure que la croissance des décharges BESS en journée à des prix compétitifs dépasse la croissance de la capacité solaire et de la demande de pointe, la courbe des prix de l’énergie s’aplatit.
Cependant, les revenus BESS dans le CAISO ne sont pas uniquement en baisse. Les prix des contrats de capacité (« Resource Adequacy ») augmentent régulièrement chaque année.
Avec un contrat de Resource Adequacy, la batterie moyenne aurait pu gagner près de 14,83 $/kW/mois, soit 178 $/kW/an en 2025.
Retrouvez plus d’informations sur les revenus BESS dans l’ERCOT dans nos rapports mensuels :
Autres faits marquants du T3 :
- Le produit Flexible Ramping du CAISO est conçu pour les BESS, mais les opportunités restent limitées
- La capacité BESS installée dépasse désormais 50 GWh, et pourrait atteindre plus de 20 GW et 75 GWh d’ici la mi-2026
- Le marché Day-Ahead étendu du CAISO approche de sa mise en œuvre, voici son fonctionnement
PJM
Dans le PJM, les batteries sont encore peu présentes par rapport aux marchés matures comme l’ERCOT et le CAISO. Moins de 450 MW de capacité BESS sont opérationnels sur le plus grand marché libéralisé des États-Unis.
Cela s’explique principalement par une file d’attente de raccordement saturée ces dernières années – tous types de projets ont eu du mal à accéder au réseau.
Mais cela devrait évoluer dans les prochaines années. La réforme de la file d’attente du PJM et un marché de capacité avec des prix permettant des revenus BESS supérieurs à 75 $/kW/an plusieurs années de suite ouvrent la voie au développement du BESS.
La première vague de projets issus de la réforme pourrait permettre d’atteindre plus de 4 GW de capacité installée dans le PJM d’ici la fin de la décennie.
En savoir plus sur la réforme de la file d’attente du PJM et sur les projets BESS à venir dans les prochaines années.
Autres faits marquants du T3 :
- Les services auxiliaires du PJM : guide pour débutants
- Comment les ressources sont-elles rémunérées pour la régulation dans le PJM ?
- Que signifient les prix records du marché de capacité du PJM pour le BESS ?
NYISO
Comme dans le PJM, moins de 300 MW de capacité de stockage sur batterie sont opérationnels aujourd’hui dans le NYISO, mais la suite de la décennie devrait voir une forte accélération du déploiement.
À New York, cela s’explique en grande partie par le programme Index Storage Credit (ISC). Ce programme vise à réduire l’incertitude sur les revenus des développeurs BESS, avec un objectif de 3 GW de BESS raccordés au réseau d’ici 2030.
Chaque mois, les contrats ISC obligent l’agence NYSERDA à couvrir les éventuels écarts entre un prix de référence et les prix d’exercice pour les titulaires de contrat.
Les prix d’exercice sont déterminés en fonction des offres soumises par les propriétaires de batteries lors de la demande d’ISC et représentent généralement le seuil de revenu visé pour un projet. Le prix de référence est calculé mensuellement pour estimer le revenu quotidien potentiel moyen pour les batteries dans chaque zone.
Cependant, selon la méthode de calcul du prix de référence, une batterie peut générer des revenus supérieurs ou inférieurs à ce prix.
Pour en savoir plus sur la structure du programme ISC et l’état du développement BESS dans le NYISO, cliquez ici. Pour savoir comment les développeurs peuvent optimiser l’ISC, lisez ici.
