​Le Texas risque de ne pas atteindre l’objectif de 10 GW fixé par le Texas Energy Fund (TEF). Un résultat plus réaliste se situe entre 5,5 et 7 GW, car le coût d’investissement (CapEx) des centrales à gaz au Texas a presque doublé depuis 2023. Pin Oak Creek (460 MW) et TH Wharton (456 MW) sont aujourd’hui les seuls projets TEF en service, tous deux mis en ligne ces derniers mois.

​Malgré cela, ERCOT attirera plus de nouvelles turbines à gaz que tout autre gestionnaire de réseau aux États-Unis d’ici la fin de la décennie, soutenu par la courbe de demande la plus marquée du pays. Mais l’offre mondiale de turbines reste limitée. La plus grande part d’un gâteau relativement fixe ne suffira pas à répondre seule à la croissance de la demande d’ERCOT. La majorité des nouvelles capacités mises en ligne dans l’ERCOT d’ici la fin des années 2020 et dans les années 2030 proviendra toujours du solaire et du stockage par batteries (BESS).

Points clés à retenir

• ​Le TEF a finalisé 3,5 GW à travers six accords de prêt depuis juin 2025. Il est peu probable que l’ensemble des 5,8 GW restants en phase de due diligence soient conclus avant la date limite de décaissement initial du 31 décembre 2026.
• Les coûts d’investissement pour les nouvelles centrales à gaz au Texas ont plus que doublé depuis 2023. Le médian Frame CT est passé de 562 $/kW (2023) à une prévision de 1 359 $/kW (2030). Les CCGT H/J sont passées de 898 $/kW à 1 852 $/kW.
• Le Texas est de 13 à 15 % en dessous de la moyenne américaine pour le CapEx de référence « overnight » de l’EIA pour les turbines de pointe à cycle simple. Les CCGT H/J divulguées au Texas sont globalement alignées avec les comparables hors Texas, avec les projets financés par le TEF en bas de fourchette et les constructions régulées ou BTM au-dessus.
• La demande énergétique d’ERCOT a augmenté de 28 % depuis 2020, soit deux fois plus vite que tout autre réseau américain. Les hyperscalers et les utilities sont prêts à payer une prime pour de nouvelles capacités fermes.
• Au stade de maturité avancée dans la file d’attente ERCOT, le solaire et le BESS dépassent les ressources gazières dans un rapport de 10:1, cumulant 47 GW contre 4,6 GW de gaz.

Jusqu’où le TEF s’approchera-t-il de son objectif de 10 GW ?

​La Commission des services publics du Texas (PUCT) a conclu six accords de prêt totalisant 3,5 GW depuis juin 2025. Pin Oak Creek de Calpine a atteint sa pleine exploitation commerciale au printemps 2026. TH Wharton de NRG a reçu l’approbation de synchronisation et est effectivement en ligne.

Les projets en ligne sont des turbines Frame CT à cycle simple avec des délais de construction relativement courts, et leurs prêts ont été conclus en premier parmi les six, fin 2025. TH Wharton est une extension brownfield sur un site NRG existant, tandis que Pin Oak Creek est une construction greenfield.

Les deux ont finalisé un CapEx inférieur à 1 020 $/kW. Parmi les quatre restants, Cedar Bayou 5 (697 MW) et CPV Basin Ranch (1 350 MW) sont des CCGT H-class plus grandes avec des délais de livraison de turbines plus longs. Greens Bayou 6 (445 MW) et Rock Island (122 MW) sont de plus petites Frame CT dont les prêts ont été conclus début 2026 et qui sont encore en construction.

​Deux échéances encadrent également le programme. La PUCT doit effectuer les décaissements initiaux des prêts avant le 31 décembre 2026, ce qui signifie qu’en l’absence de prolongation, il est peu probable que les projets qui ne sont pas déjà en due diligence reçoivent un prêt. De plus, la prime à l’achèvement baisse de 120 000 $/MW à 80 000 $/MW pour les projets interconnectés après le 1er juin 2026, puis expire totalement au 1er juin 2029.

​Les 5,38 milliards de dollars de prêts autorisés par le TEF soutiennent jusqu’à 8,97 milliards de dollars de valeur totale de projets au ratio maximal de 60 % prêt/coût. En utilisant les projections centrales de CapEx de Modo Energy (basées sur la médiane des coûts de projets récemment divulgués au Texas par année de mise en service), le fonds permet de financer 7,9 GW à 1 134 $/kW pour les Frame CT. À 1 941 $/kW pour les CCGT H/J, il finance 4,6 GW. Pondéré selon la composition des projets présélectionnés, majoritairement CCGT, le résultat réaliste se situe entre 5,5 et 7 GW.

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Le CapEx des nouvelles centrales à gaz a plus que doublé, surtout pour les projets à délais longs

​Au Texas, les projets Frame CT mis en service en 2023 affichaient en moyenne 562 $/kW. La cohorte 2026-2027 tourne autour de 1 000 $/kW. Celle de 2028 à 2030 atteint 1 250 à 1 400 $/kW. Les CCGT H/J sont passées de 898 $/kW (2023) à environ 1 850 $/kW pour la cohorte 2027-2030.