Consolider et comparer les revenus des batteries à travers les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection n’est que rarement simple. Contrairement à ERCOT, un marché basé uniquement sur l’énergie, la région ajoute des paiements de capacité en plus de l’énergie et des réserves. Ko rassemble ces jeux de données dans le Terminal.

PJM, MISO, NYISO et ISO-NE valorisent chacun la pile différemment. Sans une vue d’ensemble, il est facile de passer à côté des raisons pour lesquelles deux batteries ont enregistré des résultats très différents la même semaine.

Ko peut classer les spreads entre marchés, tester où et quand construire, et identifier les causes des pics de prix pour définir la stratégie d’un trader. Posez une question en anglais courant : Ko trouve la bonne table, écrit le SQL, interroge les données en temps réel et explique le résultat.

Ce guide présente cinq exemples détaillés pour les analystes, les développeurs et les traders d’énergie. Pour chaque cas, nous montrons le prompt, un graphique généré à partir des données retournées par Ko, et l’analyse produite par Ko.

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À quelles données de l’Eastern Interconnection Ko a-t-il accès ?

Modo Energy a intégré Ko à la pile de marché EI couvrant les quatre ISOs.

• Prévisions. Projections du scénario central de Modo sur les prix, la capacité, les revenus et le développement : la couche prospective, jusqu’en 2050.
• Simulation de référence ME BESS. Simulation de dispatch et de revenus toutes les 5 minutes par ISO et par marché : la couche backtest pour le passé.
• Prix de l’énergie. Prix marginaux nodaux et zonaux pour chaque ISO, en day-ahead (horaire) et en temps réel (5 minutes).
• Réserves et régulation. Prix de compensation day-ahead et temps réel pour chaque produit auxiliaire d’ISO, y compris les résultats du marché de la régulation PJM et les réserves activées.
• Charge. Demande réelle et en temps réel pour PJM, MISO, NYISO et ISO-NE.
• Production par type de combustible. Mix énergétique en temps réel et horaire pour les quatre ISOs, afin de relier un mouvement de prix à la situation sur la marge.
• Données sur les centrales et générateurs. Inventaire EIA-860 (puissance installée, technologie, propriétaire, statut, localisation) et données EIA-923 sur la production nette et la consommation de combustible.
• Référencement des nœuds et zones. Listes de nœuds, correspondance nœud-zone et cartographie des sous-zones de réserve.

Les exemples ci-dessous ont été produits en posant des questions à Ko sur cette pile de données. Ko a généré le SQL, interrogé les données et produit l’analyse. Tous les graphiques ont été reconstruits à partir de la même réponse de Ko.

Analystes de marché : comparer les spreads entre ISOs

Résultat :

Dans les trois marchés, les spreads temps réel ont dépassé ceux du day-ahead en mai 2026, confirmant que la rareté liée à la météo est systématiquement difficile à prévoir la veille. En valeur absolue, PJM a affiché la prime la plus élevée, autour de 155 $/MW-jour (temps réel 389 $/MW-jour contre day-ahead 234 $/MW-jour), reflétant l’ampleur du pic Mid-Atlantic.

En pourcentage, la prime d’ISO-NE était la plus forte à 83 % (temps réel 214 $ contre day-ahead 117 $). La Nouvelle-Angleterre est un marché étroit et contraint où une hausse inattendue de la demande provoque de forts mouvements en temps réel. MISO Indiana se situe entre les deux à 60 % (temps réel 218 $/MW-jour contre day-ahead 136 $/MW-jour). Pour les analystes, PJM est le marché temps réel le plus rémunérateur en valeur absolue, tandis qu’ISO-NE offre le plus fort avantage proportionnel.

Résultat :

Six mois après la refonte de la régulation d’octobre 2025, la régulation n’est plus un simple complément mais la principale composante du revenu BESS. En mai 2026, la pile modélisée pour une batterie 4 heures s’élève à 73 $/kW-mois : régulation 56 $/kW-mois (77 %), arbitrage énergie temps réel 12 $/kW-mois (16 %) et capacité 5 $/kW-mois (7 %). La régulation s’est compensée à 97 $/MWh, en baisse par rapport aux 104 $ d’avril mais 3,4 fois les 29 $/MWh de mai 2025. Avant la refonte, la flotte tournait autour de 20 $/kW-mois ; après, la moyenne est d’environ 62 $/kW-mois.

Le point clé pour les analystes : la régulation est l’ancrage structurel et doit être valorisée en priorité et en continu, tandis que l’arbitrage énergie dépend de la météo. La phase 2 de la refonte, prévue pour octobre 2026, séparera le signal en produits régulation-haut et régulation-bas (RegUp et RegDown), ce qui pourrait redistribuer les prix de compensation.

Développeurs : où et quand construire avec Ko

Résultat :

Le choix de la zone est l’une des décisions de localisation les plus déterminantes dans PJM. En mai 2026, le Mid-Atlantic a dominé : la Virginie (DOM) a atteint un spread top-bottom temps réel d’environ 916 $/MW-jour, en hausse de 118 %, soit près de quatre fois la Pennsylvanie (PPL) à environ 232 $/MW-jour. Baltimore (BGE) a atteint environ 631 $/MW-jour (hausse de 124 %) et Washington DC (PEPCO) environ 614 $/MW-jour (hausse de 89 %).

La prime est structurelle. Des contraintes de transport persistantes entre les centres de consommation de l’est et la génération de l’ouest accentuent la séparation des prix à chaque épisode de rareté. La vague de chaleur a accentué ces contraintes là où elles sont les plus fortes. Les zones occidentales comme ComEd ont dégagé moins d’un tiers du spread de la Virginie.

Résultat :

Dans le scénario central de Modo, les trois marchés divergent fortement à partir du milieu des années 2030. NYISO quadruple environ, passant de 6 $/kW-mois aujourd’hui à un pic proche de 24 à 25 $/kW-mois autour de 2040-2045, tiré par la demande des data centers et l’électrification dans l’un des environnements de construction les plus contraints des États-Unis. PJM atteint un pic plus tôt, autour de 2030-2033 près de 18 à 21 $/kW-mois, puis retombe sous 5 $/kW-mois d’ici 2045, l’offre dépassant la demande.

MISO reste dans une fourchette basse à moyenne jusqu’à la montée des prix dans les années 2040. Pour une batterie 4 heures, le revenu de capacité équivaut à peu près au prix de compensation multiplié par la capacité qualifiée jusqu’en 2029.

Les zones sud de NYISO affichent déjà un record de 32,6 $/kW-mois pour l’été 2026, et dans le scénario central, ce flux continue d’augmenter pendant près de deux décennies, bien qu’une construction accélérée ou une demande plus faible puisse avancer le pic. Les projets PJM, à l’inverse, doivent être mis en service avant le pic du début des années 2030.

Traders d’énergie : où se trouve la valeur à saisir dès maintenant

Résultat :

MISO a connu deux pics de prix day-ahead distincts en février 2026. L’événement principal a été la tempête hivernale Fern les 1er et 2 février, quand une hausse de la demande de chauffage dans le Midwest s’est heurtée à 11 000 à 13 300 MW d’arrêts thermiques forcés et à une faible production éolienne. Le pic day-ahead au hub a atteint 217 $/MWh le 2 février, et le temps réel à Indiana Hub a dépassé 1 100 $/MWh.

Les hubs du nord ont affiché une moyenne de 51 à 52 $/MWh sur le mois contre 31 à 33 dans le sud, soit un écart d’environ 20 $/MWh dû aux contraintes de transport. Un second pic localisé le 24 février a brièvement porté le hub à 218 $/MWh tandis que la moyenne journalière restait proche de 39. Les services auxiliaires ont évolué avec l’énergie : la régulation temps réel a atteint 94 $/MWh le 2 février.

Ko relie vos questions aux données Modo Energy en temps réel

Dans les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection, Ko passe d’une question aux données et analyses pertinentes plus rapidement qu’une démarche manuelle. La valeur ajoutée est la plus évidente lorsqu’une question traverse plusieurs marchés ou plusieurs sources de revenus : Ko identifie la table, retourne le résultat et explique la signification dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester la première réponse, à mettre en lumière les données sous-jacentes et à indiquer où approfondir l’analyse.