Le marché texan des batteries entre dans une nouvelle phase.
Le déploiement de capacités a atteint des niveaux record au dernier trimestre, mais les faibles revenus enregistrés en 2025 posent des défis aux investisseurs existants.
Par ailleurs, la loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de l’administration actuelle remet en question l’avenir des investissements dans les énergies propres.
En parallèle, la mise en place du nouveau marché « Real-Time Co-Optimization » d’ERCOT et la transition vers des solutions de stockage de plus longue durée ouvrent des opportunités pour les acteurs du marché.
Dans notre livestream « L’état du stockage d’énergie dans l’ERCOT », Brandt Vermillion et Ovais Kashif analysent quatre grandes tendances du marché texan. Poursuivez votre lecture pour découvrir comment ces facteurs influencent aujourd’hui les investissements dans le stockage d’énergie par batteries.
Un enregistrement du livestream est disponible ci-dessous, et les abonnés Modo Energy peuvent télécharger la présentation complète à la fin de l’article.
1. Les batteries de plus longue durée arrivent dans l’ERCOT
Le Texas a vu un record de 2 GW de capacité batterie installée au troisième trimestre 2025 — dont 90 % provenant de sites à deux heures.
Cela s’inscrit dans une tendance croissante vers le stockage de plus longue durée dans l’ERCOT, avec des systèmes de quatre heures qui devraient entrer en exploitation commerciale dès 2026.
Selon les prévisions à long terme, les batteries de deux et quatre heures pourraient dépasser les seuils de rentabilité des investisseurs, avec des TRI supérieurs à 12 % selon le scénario « Central » de Modo Energy pour les revenus ERCOT.
Pour en savoir plus sur la façon dont la baisse des coûts CapEx et l’allongement des pics de prix en soirée favorisent le stockage longue durée, poursuivez la lecture de l’analyse de Modo Energy sur l’investissement dans les batteries quatre heures en ERCOT.
2. Les faibles revenus actuels favorisent la montée des accords d’enlèvement
Les revenus générés par les batteries depuis le début de l’année s’élèvent à 24,5 $/kW à fin septembre 2025 — soit la moitié du niveau atteint à la même période en 2024.
En l’absence d’événements météorologiques majeurs et d’une faible volatilité des prix cet été, les batteries ont eu beaucoup moins d’occasions de générer des revenus que les années précédentes.
Cette variabilité annuelle des revenus a poussé de nouveaux acteurs, souvent plus petits, à se tourner vers des accords de péage et d’autres contrats d’enlèvement avec des tiers.
En septembre 2025, 25 % de la capacité batterie opérationnelle dans l’ERCOT est optimisée par des tiers, contre 16 % au début de l’année. Parmi eux, 320 MW (2,5 %) font partie d’accords de péage annoncés publiquement.
3. ERCOT lance RTC+B en décembre, ouvrant de nouvelles opportunités de revenus à la marge
En décembre, ERCOT commencera à acquérir des services auxiliaires en temps réel, avec la mise en œuvre de son nouveau dispositif « Real-Time Co-Optimization plus Batteries » (RTC+B).
Il s’agit du plus grand changement de conception de marché d’ERCOT depuis l’introduction du prix nodal il y a 15 ans.
Pour les batteries, deux points essentiels sont à retenir :
- De nouvelles exigences sur l’état de charge limitent la superposition des services auxiliaires. Les opérateurs sont davantage contraints dans le choix des services auxquels participer.
- Les prix de règlement des services auxiliaires refléteront les contraintes en temps réel. Les meilleurs optimiseurs réagiront en direct pour arbitrer entre services auxiliaires et stratégies d’arbitrage énergétique.
L’exemple ci-dessous illustre la stratégie d’un opérateur batterie aujourd’hui, et la façon dont elle évoluerait avec RTC+B.
Lisez notre analyse complète pour découvrir comment les batteries pourraient saisir des opportunités sur les marchés des services auxiliaires avec RTC+B. Et pour une vue d’ensemble des changements, consultez notre guide sur le RTC+B.
4. L’OBBBA pousse les batteries à se détourner des fournisseurs chinois
La loi One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de l’administration américaine actuelle a introduit une incertitude sur l’avenir des investissements dans les énergies propres. Cependant, comparées à l’éolien et au solaire, les batteries font face à moins de difficultés.
Pour les batteries, l’impact majeur de l’OBBBA est la restriction de l’approvisionnement auprès de fournisseurs étrangers.
Pour être éligibles aux crédits d’impôt à l’investissement, les batteries doivent garantir que moins de 75 % des coûts du projet proviennent de fournisseurs liés à des pays interdits (principalement la Chine).
Mais les chaînes d’approvisionnement alternatives sont plus coûteuses, ce qui soulève la question : à partir de quand est-il plus rentable de changer de fournisseur pour conserver les crédits d’impôt ?
Pour le découvrir, lisez notre analyse complète sur l’OBBBA et son impact sur le développement des batteries.
