​Le marché des batteries au Texas entre dans une nouvelle phase.

Le déploiement de capacité a atteint des niveaux record au dernier trimestre, mais les faibles revenus enregistrés en 2025 représentent un défi pour les investisseurs actuels.

En plus de cela, la loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de l’administration actuelle remet en question l’avenir des investissements dans les énergies propres.

Parallèlement, la mise en place du nouveau marché « Real-Time Co-Optimization » d’ERCOT et la transition vers le stockage de plus longue durée créent de nouvelles opportunités pour les acteurs du secteur.

Dans notre livestream « Le stockage d’énergie au Texas (ERCOT) », Brandt Vermillion et Ovais Kashif analysent quatre grandes tendances du marché texan. Lisez la suite pour découvrir comment ces facteurs influencent aujourd’hui les investissements dans le stockage par batteries.

​Un enregistrement de notre livestream ERCOT du T3 2025 est disponible ci-dessous, et la présentation complète est téléchargeable en fin d’article.

1. Les batteries longue durée arrivent sur le marché ERCOT

Le Texas a vu un record de 2 GW de capacité batterie installée au T3 2025, dont 90 % sur des sites à deux heures d’autonomie.

Cela s’inscrit dans une tendance croissante vers le stockage de plus longue durée dans l’ERCOT, avec des systèmes quatre heures prévus pour une mise en service commerciale dès 2026.

Selon les projections à long terme, les batteries de deux et quatre heures montrent un potentiel de rendement supérieur aux seuils d’investissement, avec des TRI dépassant 12 % d’après les prévisions de revenus « Central » ERCOT de Modo Energy.

Pour en savoir plus sur la baisse des coûts CapEx et l’impact des pics de prix en soirée sur le développement du stockage longue durée, poursuivez la lecture de l’analyse de Modo Energy sur l’investissement dans les batteries quatre heures en ERCOT.

2. La faiblesse des revenus favorise la montée des accords d’enlèvement

Les revenus générés par les batteries depuis le début de l’année atteignent 24,5 $/kW à fin septembre 2025, soit la moitié du niveau de 2024 à la même période.

En l’absence d’événements climatiques majeurs et de volatilité des prix cet été, les batteries ont eu bien moins d’occasions de générer des revenus que les années précédentes.

Cette variabilité annuelle des revenus pousse les nouveaux acteurs et les plus petits opérateurs à se tourner vers des accords de type « tolling » et d’autres contrats d’enlèvement avec des tiers.

En septembre 2025, 25 % de la capacité batterie opérationnelle d’ERCOT est optimisée par des tiers, contre 16 % en début d’année. Parmi elles, 320 MW (2,5 %) font partie d’accords de tolling annoncés publiquement.

3. ERCOT lance RTC+B en décembre, ouvrant de nouvelles opportunités de revenus

En décembre, ERCOT commencera à acheter des services auxiliaires en temps réel, avec la mise en service du nouveau design « Real-Time Co-Optimization plus Batteries » (RTC+B).

Il s’agit de la plus grande évolution du marché ERCOT depuis l’introduction du prix nodal il y a 15 ans.

Pour les batteries, deux points sont à retenir :

1. De nouvelles exigences sur l’état de charge limitent la superposition des services auxiliaires. Les opérateurs sont plus contraints dans le choix des services auxquels participer.
2. Les prix de règlement des services auxiliaires refléteront les contraintes en temps réel. Les meilleurs optimiseurs réagiront en temps réel pour arbitrer entre services auxiliaires et stratégies d’arbitrage énergétique.

L’exemple ci-dessous illustre la stratégie actuelle d’une batterie sur les services auxiliaires – et comment elle évoluerait avec RTC+B.

Retrouvez notre analyse complète pour savoir comment les batteries peuvent saisir des opportunités sur les marchés des services auxiliaires avec RTC+B. Pour une vue d’ensemble des changements, consultez aussi notre guide RTC+B.

4. L’OBBBA pousse les batteries à s’éloigner des fournisseurs chinois

La loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de l’administration américaine actuelle crée de l’incertitude sur l’avenir des investissements dans les énergies propres. Cependant, comparées à l’éolien et au solaire, les batteries sont moins exposées.

Pour les batteries, l’impact principal de l’OBBBA est une restriction sur l’approvisionnement auprès de fournisseurs étrangers.

Pour que les batteries soient éligibles aux crédits d’impôt à l’investissement, moins de 75 % des coûts du projet doivent provenir de fournisseurs liés à des pays interdits (principalement la Chine).

Mais les chaînes d’approvisionnement alternatives sont plus coûteuses, soulevant la question : à partir de quand est-il plus rentable de changer de fournisseur pour conserver les crédits d’impôt ?

Pour en savoir plus, lisez notre analyse complète sur l’OBBBA et son impact sur le développement des batteries.