Résumé exécutif :
- Les prix de l’électricité ont presque été divisés par deux en 2024 – Les prix en temps réel ont chuté de 46 % et les prix Day-Ahead ont baissé de 49 % d’une année sur l’autre, en raison d’une météo plus clémente, d’une demande stable et d’une augmentation de la capacité solaire et de stockage.
- Les écarts Top-Bottom One-hour (TB1) ont atteint en moyenne 98 $/MWh – soit une baisse de 61 % par rapport à 2023. Cependant, deux pics majeurs de prix en mai et août ont offert des opportunités lucratives mais de courte durée.
- La congestion au niveau zonal et nodal a façonné la dynamique des prix. Les opportunités d’arbitrage énergétique sont restées les plus fortes dans la West Load Zone.
Les abonnés à la recherche Modo Energy découvriront également :
- Les facteurs ayant entraîné la baisse des prix de l’électricité et des services auxiliaires d’ERCOT en 2024,
- L’évolution des rendements décroissants entre la valeur des écarts d’une, deux et quatre heures,
- Comment les schémas quotidiens des prix de l’électricité d’ERCOT ont changé au fil des ans et ce qui explique la dynamique actuelle du marché,
- Où se situent les plus grands compromis risque/rendement pour les opérateurs de stockage dans les écarts de prix nodaux d’ERCOT
Entre 2023 et 2024, les prix de l’électricité dans ERCOT ont presque été divisés par deux : les prix en temps réel ont diminué de 46 % et les prix Day-Ahead de 49 % (en moyenne).
Les prix en temps réel sur l’ensemble du système, représentés par l’ERCOT Bus Average Hub, sont passés d’une moyenne annuelle de 48 $/MWh en 2023 à 26 $/MWh en 2024. Les prix du marché Day-Ahead sont passés de 55 $/MWh à 28 $/MWh.
Les prix en temps réel étaient étroitement alignés avec les tendances du marché Day-Ahead, se négociant à une décote moyenne de 5 % en 2024. Cependant, dans certaines conditions, les prix en temps réel se sont écartés et ont montré plus de volatilité – notamment lors de périodes d’offre limitée ou de fluctuations rapides de l’offre et de la demande.
Globalement, les prix en 2024 étaient nettement moins volatils que les deux années précédentes. Cela a naturellement réduit les opportunités d’arbitrage énergétique pour les opérateurs de batteries.
La variation des prix zonaux met en évidence les schémas de congestion interzonale
Les prix locaux reflètent les contraintes de transport qui apparaissent lors de l’acheminement de l’électricité sur de longues distances.
Le graphique ci-dessous compare les prix moyens quotidiens de l’énergie en temps réel – par hub de prix – à l’ERCOT Bus Average hub, pour mettre en avant les différences de localisation.
L’analyse des profils de prix quotidiens moyens en temps réel suggère que les régions West et Panhandle se sont le plus écartées de la moyenne du système. Cela s’explique par une congestion plus élevée dans ces zones, due à une demande relativement faible et à une forte pénétration de la production éolienne et solaire.
Les prix dans la zone Ouest se sont le plus écartés lors des heures de lever (6-7h) et de coucher du soleil (vers 19h).
Les prix dans la zone Ouest dépassaient la moyenne du système lorsque le soleil était couché. Pendant ces heures creuses, la demande industrielle locale – principalement issue du secteur pétrolier et gazier – conduit souvent certaines parties de l’ouest du Texas à devoir importer de l’électricité pour répondre à la demande.
Cette demande tend à rester plus stable tout au long de la journée, contrairement au profil classique de la demande résidentielle. Par conséquent, la congestion apparaît souvent lors de l’importation d’électricité pour satisfaire cette demande lorsque le soleil est couché. La nuit, la production solaire locale est à l’arrêt et ne peut contribuer, ce qui fait monter les prix dans la région.
Inversement, les prix dans l’ouest du Texas étaient inférieurs au hub entre 9h et 16h, en raison de l’augmentation de l’offre lorsque le soleil se lève et que la production solaire commence.
Les prix en temps réel dans la région Panhandle étaient systématiquement plus bas que dans les autres zones, la forte production éolienne assurant une offre abondante. La région a également connu davantage d’heures à prix négatif. Cela s’explique par une surproduction locale et une capacité de transport insuffisante pour acheminer l’excédent vers les zones à forte demande.
Les pics de prix quotidiens d’ERCOT ont désormais lieu après le coucher du soleil
En 2024, les profils de prix quotidiens moyens suivaient généralement deux schémas distincts. Les mois les plus chauds (T2 et T3) présentaient un pic unique et plus marqué en soirée. En T1 et T4, des vagues de froid occasionnelles ont contribué à une structure à double pic, avec des sommets le matin avant le lever du soleil et le soir après le coucher du soleil.
T1 : Le premier trimestre montrait une structure à double pic, avec des pointes modérées le matin (7h) et le soir (18h). Le froid a accru la demande de chauffage, tirant les prix vers le haut tôt le matin avant le lever du soleil. Cependant, par rapport aux années précédentes, l’ampleur de ces pics était moindre, reflétant la douceur de l’hiver.
T2 : L’impact croissant de la capacité solaire est devenu évident. Les prix à la mi-journée étaient contenus grâce à une forte production solaire. Mais à mesure que la production solaire chutait fortement en soirée (20h), les prix flambaient alors que la production thermique et le stockage par batteries prenaient le relais.
T3 : La volatilité liée au coucher du soleil persistait. La demande estivale culminait en fin d’après-midi, suivie d’une baisse de la production solaire. Les prix du soir s’envolaient (18h–20h) alors que le système s’appuyait sur les ressources thermiques et les batteries pour couvrir la charge nette.
T4 : Ce trimestre retrouvait une structure à double pic. Les prix du matin (7h) montaient avec la demande de chauffage lors de vagues de froid occasionnelles au Texas. Les pics du soir restaient présents, mais moins marqués qu’en T2 et T3, la demande étant généralement plus faible.
Dans l’ensemble, les prix de 2024 restaient inférieurs à ceux de 2023. Des conditions météorologiques plus douces ont entraîné une croissance minimale – voire une baisse – de la demande par rapport à 2023. Cela a été compensé par la croissance rapide et continue de la production solaire et des systèmes de stockage par batteries.
Vous pouvez en savoir plus sur l’évolution de ces tendances – et leur impact sur les revenus du stockage sur batteries – dans notre article sur les tendances clés des revenus BESS en 2024.
Des écarts plus élevés offrent plus d’opportunités de revenus
L’écart top-bottom (TBx) mesure la différence entre les « x » prix horaires les plus élevés et les plus bas d’une journée. Ce métrique sert de référence pour estimer le potentiel de revenus d’arbitrage énergétique qu’une batterie pourrait atteindre dans des conditions de marché idéales avec une anticipation parfaite.
Les systèmes de stockage sur batteries, qui agissent à la fois comme consommateurs – lors de la charge – et comme producteurs – lors de la décharge – génèrent des revenus en arbitrant ces écarts.
Ainsi, des écarts de prix plus élevés = plus d’opportunités de revenus.
En 2024, l’écart top-bottom d’une heure (TB1) en temps réel s’élevait en moyenne à 98 $/MWh, soit une réduction de 61 % par rapport à l’année précédente.
Deux pics majeurs, les 8 mai et 20 août, ont propulsé les écarts TB1 au-delà de 3 000 $/MWh. Les opérateurs de batteries ayant saisi ces opportunités auraient pu gagner jusqu’à 30 fois plus que la moyenne de 2024.
Les écarts TB de 2024 étaient nettement inférieurs aux deux années précédentes
Les écarts de prix en temps réel se sont resserrés en 2024, les épisodes de volatilité inattendue et de prix de rareté ayant été moins fréquents. Des conditions météorologiques plus douces, une capacité solaire et de stockage accrue, une demande stable et la baisse des prix du gaz naturel ont tous contribué à ce changement.
Bien que les écarts TB soient restés faibles la majeure partie de 2024, des anomalies lors de périodes de forte demande ou de conditions extrêmes ont créé des opportunités ponctuelles mais lucratives pour le stockage sur batteries.
Les écarts Top-Bottom (TB1, TB2, TB3 et TB4) montrent des rendements décroissants clairs à chaque heure d’arbitrage supplémentaire
TB1 capte systématiquement les opportunités les plus lucratives, car il se concentre sur la plus forte volatilité quotidienne.
Chaque heure supplémentaire apporte une valeur incrémentale moindre.
Cela signifie que les batteries de plus longue durée voient des rendements incrémentaux décroissants pour chaque heure d’écart supplémentaire captée sur une journée donnée. Pour ces systèmes longue durée, la baisse des gains d’arbitrage ne justifie probablement pas l’investissement supplémentaire.
Boom du solaire et du stockage, croissance de la demande stable : les heures de pic de prix ont changé
En 2022, les prix culminaient systématiquement l’après-midi vers 16h, en phase avec le pic de charge. Mais dès 2023, les pics de prix s’étaient déplacés en début de soirée, coïncidant avec le coucher du soleil vers 19h.
Cette tendance s’est poursuivie en 2024, avec des pics de prix désormais presque exclusivement pendant les heures de charge nette maximale, lorsque la production solaire diminue alors que la demande reste relativement élevée.
Ce changement s’explique par l’augmentation de la capacité et de la production solaire dans ERCOT.
De plus, les prix de pointe moyens quotidiens en 2024 étaient 2,6 fois inférieurs à ceux de 2023, principalement grâce à l’apport de capacité de stockage sur batteries supplémentaire sur le marché de l’énergie.
En 2024, les prix des services auxiliaires ont atteint leur plus bas niveau depuis l’arrivée des batteries sur le marché
Les prix ont chuté à seulement un tiers de leur niveau de 2023, passant de 21,8 $/MWh en 2023 à 7,03 $/MWh en 2024 (moyenne annuelle pondérée par le volume).
Deux facteurs principaux expliquent cette baisse.
- Faible volatilité du marché de l’énergie : les prix des services auxiliaires sont intrinsèquement liés à la valeur du marché de l’énergie. Si les ressources peuvent gagner plus en produisant de l’énergie, la valeur des services auxiliaires augmente. Avec la baisse des prix de l’énergie en 2024, les prix des services auxiliaires ont suivi la même tendance.
- Participation croissante des batteries : à mesure que la capacité de batteries augmente sur le marché des services auxiliaires, la concurrence pour obtenir des contrats s’intensifie.
Les batteries assurent désormais plus de 50 % de la responsabilité totale des services auxiliaires. Pour la régulation et le RRS, ce chiffre approche les 90 %. Plus de batteries sont opérationnelles et capables de fournir ces services, ce qui conduit à une offre à des prix plus bas pour obtenir des contrats, ce qui fait baisser les prix.
Avec la baisse des prix des services auxiliaires, les opérateurs de batteries se tournent de plus en plus vers l’arbitrage énergétique.
Les écarts de prix entre nœuds ERCOT mettent en lumière les compromis risque/rendement
En 2024, on compte environ 17 000 nœuds dans ERCOT. Près de 900 sont considérés comme « points de règlement », car ils disposent d’une ressource de production ou de charge opérationnelle à cet emplacement.
En général, les prix marginaux locaux (LMP) ne varient sensiblement qu’entre points de règlement, tandis que les bus électriques individuels présentent souvent des prix similaires à ceux des points de règlement voisins. Cela s’explique par le fait qu’il existe peu de différences électriques entre ces emplacements proches, donc peu de raisons d’observer des écarts de LMP à ce niveau précis.
Les points de règlement affichant les écarts annuels moyens les plus élevés ont tendance à connaître de plus fortes fluctuations mensuelles. Ainsi, certains nœuds offrent un potentiel d’arbitrage élevé mais sont aussi plus volatils.
Pour les opérateurs et traders de stockage d’énergie, la diversité des écarts signifie que les nœuds les plus rémunérateurs présentent aussi un certain niveau d’imprévisibilité. Les nœuds les plus lucratifs génèrent généralement des rendements exceptionnels certains mois, mais pas de façon constante sur l’année.
Les nœuds idéaux sont ceux qui offrent de façon plus régulière de fortes opportunités d’arbitrage, plutôt que de grands pics isolés – et donc plus de variabilité dans les écarts disponibles à ce nœud – d’un mois à l’autre ou d’un jour à l’autre.
Ces nœuds ont plus de chances de conserver leurs opportunités d’écart d’une année sur l’autre, car ils sont moins susceptibles d’être affectés par de nouveaux développements, comme des lignes de transport ou des changements de conditions système, venant résoudre la cause des écarts élevés dans la zone.
Des clusters émergent au fil de l’année, illustrant cette diversité des résultats de marché.
- Écart modéré, variabilité modérée : la majorité des nœuds entrent dans cette catégorie, offrant un potentiel de revenus stable mais faible, entre 80 et 120 $/MWh, soit la moyenne du système.
- Écart élevé, faible variabilité : ces nœuds offrent de bons rendements avec une volatilité modérée à faible. C’est idéal pour la régularité et la prévisibilité d’une année sur l’autre.
- Écart élevé, forte variabilité : il s’agit de nœuds plus risqués, au potentiel de gains exceptionnel, mais soumis à de fortes variations de prix, souvent dues à des incidents de congestion isolés.
Les meilleures opportunités d’arbitrage énergétique étaient en West Load Zone
En 2024, les nœuds de l’ouest du Texas affichaient des écarts annuels moyens nettement plus élevés et une fourchette mensuelle relativement stable.
Cela suggère que les nœuds de l’ouest du Texas ont maintenu de forts écarts tout au long de l’année, en raison de problèmes de congestion et de limitations du réseau de transport.
Les nœuds dans les zones North et Houston montraient moins de variabilité, mais aussi des écarts moyens plus faibles. Ils sont regroupés sur des écarts annuels bas, avec de faibles fourchettes mensuelles. Les prix dans ces régions sont moins souvent affectés par des problèmes de congestion locale et tendent à refléter ceux du reste du système.
Les nœuds de la zone South sont très dispersés. Des congestions locales dans la vallée du Rio Grande font que certains nœuds ont connu des pics extrêmes de prix et d’écarts, alors que d’autres mois, ces mêmes nœuds affichaient les écarts les plus faibles du système. Cela contribue à une forte variabilité et à des écarts moyens plus faibles.
Des prix moyens plus élevés entraînent des écarts d’arbitrage plus importants
Dans les zones South et West, les nœuds varient fortement en termes d’opportunités d’arbitrage énergétique.
Ces régions couvrent de vastes territoires avec une forte production éolienne et solaire. Dans certaines parties, la demande est aussi très faible. Ces facteurs entraînent davantage de problèmes de congestion dans le sud et l’ouest du Texas que dans les zones North ou Houston.
Bon nombre des nœuds à fort écart et prix élevé de la zone West se trouvent dans l’extrême ouest du Texas.
La demande industrielle croissante et constante du secteur pétrolier du bassin permien génère un besoin d’électricité 24/7 et accentue la pression sur le réseau local. Lorsque la production solaire locale ne peut répondre à cette demande, les prix de la zone s’élèvent par rapport au reste du système.
Par ailleurs, les prix dans l’ouest du Texas sont souvent parmi les plus bas en milieu de journée, lorsque la production solaire est à son maximum, ce qui accroît encore l’écart pour de nombreux nœuds.
Certains nœuds du sud du Texas voient leurs prix comprimés par la surproduction éolienne et solaire, entraînant des prix minimums quotidiens bas. Les nœuds très exposés à l’éolien affichent souvent des prix minimums plus faibles, ce qui élargit l’écart.
Les nœuds dans les zones North et Houston se situent principalement dans le spectre bas écart-bas prix moyen. Ces régions sont moins touchées par la congestion. La production est souvent plus proche de la demande et le réseau y est généralement plus robuste.
Comment les prix de l’électricité pourraient-ils évoluer à l’avenir ?
La demande dans ERCOT devrait croître fortement dans les prochaines années. Le Capacity, Demand, and Reserves Report récemment publié par ERCOT indique qu’une estimation prudente de la croissance du pic de demande d’ici 2030 serait d’environ 15 à 20 %.
L’électricité dans ERCOT reste généralement bon marché par rapport aux autres marchés de gros américains. Cela continue d’attirer les clients industriels comme les data centers. Par ailleurs, la présence d’importantes réserves de schiste dans l’extrême ouest du Texas signifie que, à mesure que le réseau se développe, la demande d’électricité continuera d’augmenter avec les activités pétrolières et gazières.
En définitive, cela signifie que la volatilité devrait faire son retour sur ERCOT dans les prochaines années.
Il y aura toujours une dynamique d’équilibre entre l’offre et la demande. Le déploiement continu du solaire et du stockage sur batteries pourrait entraîner une offre supérieure à la croissance de la demande à court terme. Cependant, lors d’années météorologiques extrêmes comme 2022 et 2023, où la demande augmente aussi rapidement, la volatilité – et donc des écarts de prix plus élevés – reviendra.
