Les batteries de 4 heures dans le sud du SPP devraient générer 188 $/kW-an en 2027, portées par des marges de réserve de capacité étroites et des produits de régulation encore peu saturés.

Les revenus chutent à 120 $/kW-an d’ici 2030 à mesure que ces flux se stabilisent, puis se stabilisent à 66 $/kW-an jusqu’en 2050.

Mais quels fondamentaux du marché soutiennent ces revenus ?

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Au cours de la prochaine décennie, SPP prévoit une croissance de la demande de 20 GW due à l’électrification du pétrole et du gaz dans le bassin permien et à l’arrivée de centres de données pour l’IA. Dans le même temps, la fermeture des centrales au charbon retire 7 GW.

Le RTO prévoit des risques potentiels de perte de charge si les améliorations du réseau ne suivent pas le rythme des nouvelles demandes de raccordement.

La façon la plus économique pour SPP de répondre à cette hausse de la demande repose sur un mix d’éolien, de gaz naturel et, pour la première fois, de solaire et de batteries.

Les projections indiquent que SPP ajoutera 37 GW de solaire et 26 GW d’éolien d’ici 2035. Les projets de batteries progressent par vagues dans les files d’attente Surplus et CPP pour consolider cette capacité.

D’ici 2030, le stockage par batteries pourrait atteindre 19 GW, contre moins de 1 GW aujourd’hui

Poursuivez votre lecture pour comprendre ce qui motive les revenus des batteries dans la dernière publication de la prévision de revenus SPP BESS de Modo Energy.

Naviguez dans les sections ci-dessous

• Croissance de la demande
• Déploiement et retraits
• Mix de production
• Écarts de prix et ATC
• Prix de capacité d’adéquation des ressources
• Saturation des services auxiliaires
• Prévisions de revenus

La pointe de la demande SPP atteint 102 GW d’ici 2050

Le plan d’intégration du réseau SPP 2026 prévoit que la pointe estivale de la demande passera d’un record historique de 56 GW à 91 GW d’ici 2035 dans son scénario Futur 1.

En prolongeant cette tendance, la pointe estivale devrait atteindre 102 GW d’ici 2050. L’hiver reste plus modéré, la pointe passant de 51 GW à 80 GW à la même échéance.

La majeure partie de cette croissance provient de charges ponctuelles : grands raccordements uniques pour des clients industriels et des centres de données.

En 2025, les développeurs ont demandé 30 GW pour ces nouvelles charges importantes, contre 11 GW un an plus tôt.

43 % des charges ponctuelles proviennent de l’électrification du pétrole et du gaz autour du bassin permien.

La prochaine source majeure, et la nouveauté de ces dernières années, provient des centres de données.

Les données des opérateurs de transport montrent que la croissance est la plus rapide sur le territoire de la compagnie SPS.

Cette croissance attendue est difficilement compatible avec le rythme des améliorations prévues du réseau, et SPP a alerté sur des risques de perte de charge dans le sud-ouest.

La rapidité de la matérialisation de la charge dépend de la façon dont elle se connecte au réseau, et la nouvelle politique d’interconnexion des grandes charges du RTO aidera à lever une partie du goulot d’étranglement.

HILLGA retarde de cinq ans la demande observée liée à la croissance des charges ponctuelles

Le 14 janvier 2026, la FERC a approuvé HILLGA comme l’une des voies d’accès de SPP pour connecter les grosses charges à fort impact (HILL) : des charges ponctuelles de 50 MW ou plus à un seul point de raccordement.

Plutôt que d’attendre les améliorations du réseau, les HILL s’associent à des générateurs co-localisés. Ils bénéficient d’un service contractuel pendant leurs cinq premières années avant de passer à l’alimentation du réseau ferme.

Ce modèle « apportez votre propre production » permet aux charges ponctuelles d’accélérer les délais d’étude et de se connecter plus vite, tout en maintenant la pointe de charge observée sur le réseau basse pendant la construction du réseau.

On s’attend à ce que HILLGA retarde jusqu’à 5,2 GW de croissance de la charge observée pendant cinq ans pour éviter la perte de charge dans des régions contraintes comme SPS.

Les retraits de charbon ouvrent la voie à 107 GW de renouvelables et de gaz naturel d’ici 2035

Les compagnies d’électricité miseront sur les batteries, le solaire, l’éolien et le gaz naturel comme solutions les plus économiques pour répondre à la croissance de la demande.

Au total, SPP prévoit 107 GW de nouvelle capacité d’ici 2035. Environ 50 GW se connectent entre 2026 et 2030, puis 57 GW supplémentaires entre 2031 et 2035. Ce rythme est ensuite divisé par deux, à 20-32 GW tous les cinq ans jusqu’en 2050.

Le charbon représente aujourd’hui 20 % de la capacité installée dans le SPP.

Au cours de la prochaine décennie, jusqu’à 7 GW de cette capacité doivent être retirés. 8 GW supplémentaires de centrales vieillissantes seront fermés d’ici 2050.

Le gaz naturel comble ce déficit de capacité ferme pour répondre à la croissance attendue.

L’étude accélérée d’adéquation des ressources (ERAS) du SPP accélère 9,4 GW de capacité de gaz naturel ferme. Ces projets soutenus par les compagnies d’électricité devraient démarrer entre 2029 et 2030.

Les ajouts de gaz totalisent 23 GW d’ici 2035 et culminent à 16 GW entre 2031 et 2035, puis continuent à 3-7 GW par tranche, pour environ 40 GW jusqu’en 2050.

Ce déploiement rapide pour accompagner l’ajout de charges ponctuelles concerne aussi les renouvelables.

L’éolien est la principale source de nouvelle production dans le SPP depuis vingt ans.

Le RTO se trouve sur la ceinture éolienne des Grandes Plaines, qui offre le plus fort potentiel éolien terrestre des États-Unis. Des facteurs de charge élevés ont historiquement fait de l’éolien le choix économique.

Les corridors de transport traversant la séparation est-ouest ont renforcé ce schéma, permettant à la capacité éolienne installée de passer de 3 GW à 34 GW.

La prochaine décennie sera marquée par la croissance du solaire.

Le solaire devrait ajouter environ 37 GW d’ici 2035, accompagné de 26 GW supplémentaires d’éolien.

Comme pour ERCOT, cet afflux de renouvelables ne résulte pas d’objectifs d’État ou de carbone, mais du potentiel de ressource pur et d’une économie favorable grâce aux crédits d’impôt fédéraux.

Les batteries viennent consolider cette capacité. Le stockage arrive par vagues de près de 18 GW entre 2026 et 2030.

Ce calendrier reflète la file d’attente de raccordement à court terme et l’équilibre de capacité de plus en plus tendu. À mesure que les marges de réserve se resserrent et que les prix de capacité augmentent, le stockage s’impose comme capacité ferme aux côtés du gaz naturel.

La file d’attente Surplus du SPP a déjà offert une voie rapide à ces premiers projets pour utiliser les connexions existantes, augmentant le potentiel de charge des renouvelables intermittents

L’effet net est un basculement décisif du charbon de base vers un système fondé sur les renouvelables, le stockage et le gaz flexible.

Le solaire façonne la courbe de prix estivale du SPP en double sommet

Sur l’horizon de prévision, le mix de production du SPP évolue du charbon vers le solaire, l’éolien, le gaz naturel et les batteries.

La part du solaire dans la production totale passe d’environ 1 % en 2026 à 14 % en 2035 et 21 % en 2050, tandis que le charbon chute de 29 % à moins de 2 %.

L’éolien, déjà la plus grande source de la région avec environ 36 %, conserve sa première place ; la nouveauté vient du solaire et des batteries installées en parallèle.

Ce développement bouleverse le profil moyen journalier. D’ici 2050, le solaire devrait culminer près de 35 GW à midi et retomber sous 4 GW en début de soirée.

Les centrales à gaz montent en puissance pour couvrir la pointe du soir, passant d’environ 20 GW à midi à 27 GW après le coucher du soleil.

Les batteries se chargent pendant le surplus solaire de midi et se déchargent le soir, atteignant environ 9 GW au pic.

Quel impact sur les écarts de prix ?

La hausse de la demande 24/7 devrait entraîner une augmentation des heures de fonctionnement des centrales à gaz tout au long de la journée.

Avec le gaz fixant le prix sur plus d’heures, la courbe de prix s’élève

En même temps, le solaire commence à réduire la charge nette à midi.

L’effet net jusqu’en 2035 est une inversion de la courbe de prix estivale du SPP.

Le pic de prix en fin d’après-midi s’atténue alors que le profil passe d’un sommet aujourd’hui à une journée à menée par le soir.