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

PJM, MISO, NYISO et ISO-NE valorisent chacun la pile différemment. Sans une vision globale, 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 simple : Ko identifie la bonne table, écrit la requête SQL, interroge les données en direct et explique le résultat.

Ce guide présente cinq exemples concrets pour les analystes, les développeurs et les traders énergie. Pour chaque cas, nous montrons la question posée, un graphique issu des données renvoyées par Ko, et l’analyse générée 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 sur les quatre ISOs.

• Prévisions. Projections du scénario central de Modo sur les prix, la capacité, les revenus et le développement à venir : la couche prospective, jusqu’en 2050.
• Simulation de référence ME BESS. Simulation de dispatch et de revenus toutes les 5 minutes par ISO : la couche backtest pour le passé.
• Prix de l’énergie. Prix marginaux nodaux et zonaux pour chaque ISO, day-ahead (horaire) et temps réel (5 minutes).
• Réserves et régulation. Prix de règlement day-ahead et temps réel pour les produits auxiliaires de chaque ISO, y compris les résultats du marché de régulation PJM et les réserves dispatchées.
• Charge. Demande réelle et 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 production marginale.
• Données sur les centrales et générateurs. Inventaire EIA-860 (capacité nominale, technologie, propriétaire, statut, localisation) et EIA-923 (production nette et utilisation du combustible).
• Référentiel nœuds et zones. Listes de nœuds, cartographie nœud-zone et 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 réalisé l’analyse. Tous les graphiques ont été reconstruits à partir de la même réponse Ko.

Analystes de marché : comparer les spreads entre ISOs

Résultat :

Dans les trois marchés, les spreads temps réel ont dépassé les spreads day-ahead en mai 2026, confirmant que la rareté liée à la météo reste difficile à prévoir à l’avance. En valeur absolue, PJM a affiché la plus forte prime, environ 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 marquée à 83 % (temps réel 214 $ contre day-ahead 117 $). La Nouvelle-Angleterre est un marché restreint et contraint où une hausse inattendue de la demande entraîne de fortes variations 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 l’avantage proportionnel le plus élevé.

Résultat :

Six mois après la refonte de la régulation d’octobre 2025, la régulation n’est plus un complément mais la composante principale des revenus BESS. En mai 2026, la pile modélisée pour une batterie 4h était de 73 $/kW-mois : régulation 56 $/kW-mois (77 %), arbitrage énergie temps réel 12 $/kW-mois (16 %), et capacité 5 $/kW-mois (7 %). La régulation a été réglée 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, elle a atteint en moyenne 62 $/kW-mois.

À retenir pour les analystes : la régulation est l’ancrage structurel et doit être priorisée et soumise en continu, l’arbitrage énergie restant dépendant de la météo. La phase 2 de la refonte, prévue pour octobre 2026, séparera le signal en produits régulation-haut (RegUp) et régulation-bas (RegDown), ce qui pourrait redistribuer les prix de règlement.

Développeurs : où construire, et quand avec Ko

Résultat :

Le choix de la zone est l’une des décisions de localisation les plus déterminantes dans PJM. En mai 2026, la région Mid-Atlantic domine : la Virginie (DOM) a affiché 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 (+124 %) et Washington DC (PEPCO) environ 614 $/MW-jour (+89 %).

La prime est structurelle. Les contraintes persistantes de transmission entre les centres de charge à l’est et la production à l’ouest accentuent la séparation des prix lors de chaque événement de rareté. La vague de chaleur a sollicité ces contraintes exactement là où elles sont les plus fortes. Les zones ouest comme ComEd ont dégagé moins d’un tiers du spread de la Virginie.

Résultat :

Dans le scénario central de Modo, les trois marchés divergent nettement à partir du milieu des années 2030. NYISO est multiplié par quatre, passant d’environ 6 $/kW-mois aujourd’hui à un pic proche de 24 à 25 $/kW-mois vers 2040-2045, porté par la demande des data centers et l’électrification dans un environnement de développement très contraint aux États-Unis. PJM atteint un pic plus tôt, vers 2030-2033 autour de 18 à 21 $/kW-mois à mesure que son large file d’attente d’interconnexion se concrétise, puis retombe sous 5 $/kW-mois d’ici 2045 à mesure que l’offre dépasse la demande.

MISO reste dans une fourchette basse à moyenne avant de progresser dans les années 2040. Pour une batterie 4h, le revenu de capacité correspond grosso modo au prix de règlement multiplié par la capacité qualifiée jusqu’en 2029.

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

Traders énergie : où saisir la valeur dès maintenant

Résultat :

MISO a connu deux pics de prix day-ahead distincts en février 2026. L’événement principal fut la tempête hivernale Fern, du 1er au 2 février, lorsqu’une forte demande de chauffage dans le Midwest a coïncidé avec 11 000 à 13 300 MW d’arrêts forcés de centrales thermiques et une faible production éolienne. Le prix 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 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 transmission. Un second pic localisé le 24 février a brièvement porté le hub à 218 $/MWh alors que la moyenne journalière restait autour de 39 $. Les services auxiliaires ont suivi l’énergie : la régulation temps réel a été réglée à 94 $/MWh le 2 février.

Ko relie vos questions aux données Modo Energy en temps réel

Sur les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection, Ko passe d’une question aux données et à l’analyse pertinentes plus rapidement qu’en manuel. La valeur ajoutée est la plus visible lorsqu’une question traverse plusieurs marchés ou différentes couches de revenus : Ko identifie la table, renvoie le résultat et explique sa signification dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester une première réponse, à faire remonter les données sous-jacentes et à montrer où approfondir l’analyse.