Le Champlain Hudson Power Express (CHPE) est entré en service commercial le 13 mai 2026. Il a été construit pour acheminer 1 250 MW d’hydroélectricité d’Hydro-Québec vers New York, une zone urbaine contrainte par la capacité de transmission et dépendante des centrales fossiles locales aux heures de pointe. Le premier été d’exploitation est désormais terminé. Pour le stockage d’énergie par batteries en Zone J, les données montrent une concurrence uniquement en soirée, concentrée pendant les semaines chaudes et atténuée par le risque de panne forcée.

Le CHPE a fonctionné comme un dispositif occasionnel d’écrêtage des pointes en soirée. Il a circulé dans une plage allant de l’après-midi au soir, est resté à zéro le reste du temps, et a comprimé la prime du marché day-ahead en Zone J lors des jours les plus chauds. Lors des journées à 29-32°C, la prime top-bottom (TB4) day-ahead de la Zone J sur quatre heures top-bottom atteignait en moyenne 17 $/MW-jour lorsque la ligne fonctionnait, contre 85 $/MW-jour lorsqu’elle était à l’arrêt. Cette compression est surtout marquée lors des jours de forte chaleur, et non sur la moyenne estivale, et les primes en temps réel n’ont pas été comprimées.

Points clés à retenir

• Le CHPE a fonctionné en mode tout ou rien. La ligne est restée à zéro lors de 83 % des intervalles de cinq minutes de juin à août. Pendant les périodes de fonctionnement, la puissance moyenne était de 940 MW sur une capacité de 1 250 MW.
• New York est restée exportatrice nette vers le Québec. Les exportations via les trois interconnexions Hydro-Québec ont atteint en moyenne 466 MW de juin à août 2026, contre 426 MW à l’été 2025.
• L’effet sur les écarts day-ahead apparaît lors des journées à 29-32°C, où la prime TB4 day-ahead de la Zone J était inférieure de 80 % avec le CHPE. Au-dessus de 32°C, les écarts restaient importants avec ou sans la ligne, et les primes en temps réel ne se sont pas comprimées à aucune température.
• La fiabilité du CHPE est désormais un risque à intégrer dans la planification. Un défaut de câble a entraîné 20 jours complets d’indisponibilité au pic de l’été, lorsque la fiabilité est la plus critique.

Le CHPE a fonctionné à un facteur de charge de 13 % et n’a circulé que pendant les pointes du soir

Le contrat de 25 ans du CHPE avec la New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) prévoit 10,4 TWh par an, un flux moyen de 1 187 MW et un facteur de charge de 95 %. Le premier été s’est soldé par un facteur de charge de 13 %.

En juin, le facteur de charge n’était que de 6,5 %. Ensuite, une jonction de câble endommagée a provoqué une coupure de la ligne à 8h15 le 4 juillet, la maintenant hors service pendant 20 jours entiers.

À partir du 5 août, la ligne a suivi un cycle quotidien : zéro de 2h à 8h, montée progressive dans l’après-midi jusqu’à une moyenne de 1 189 MW entre 18h et 20h en août, puis arrêt avant minuit. Le facteur de charge d’août était de 25 %, et septembre a atteint 30 %. En septembre, la ligne reste à zéro la nuit mais a atteint sa capacité maximale de 1 250 MW lors de 18 des 21 premiers jours.