​La structure des revenus des batteries sur le marché ISO-NE évolue considérablement au cours des deux prochaines décennies. Les services auxiliaires dominent à court terme, l’arbitrage énergétique gagne en valeur avec la montée en puissance des renouvelables, et les revenus de capacité diminuent avec la réforme d’accréditation saisonnière. Les actifs du Massachusetts se démarquent car les certificats Clean Peak peuvent dépasser l’ensemble des revenus du marché.

Cette analyse couvre le modèle ISO-NE de Modo Energy pour le T3 2026 jusqu’en 2049. Tous les prix sont exprimés en dollars américains réels de 2025.

Points clés à retenir

• La charge ISO-NE atteint un pic hivernal à partir de 2038. Les pompes à chaleur et les véhicules électriques sont les moteurs de ce changement, modifiant le moment et la valeur du pilotage des batteries.
• Les revenus cumulés des BESS au Massachusetts atteignent un sommet de plus de 300 000 $/MW/an en 2032 avant de redescendre sous les 250 000 $/MW/an d’ici 2049.
• Les services auxiliaires restent la principale source de revenus des BESS jusqu’en 2038. L’arbitrage énergétique devient la plus grande source de revenus du marché dès 2039.
• La croissance des renouvelables renforce les écarts top-bottom (TB4) et les revenus énergétiques. Les achats d’État, la tarification carbone et l’essor de l’éolien accentuent ces écarts au fil du temps.
• Les revenus de capacité chutent avec la réforme du marché en 2028. L’accréditation saisonnière réduit la valorisation des batteries quatre heures, surtout en hiver, tout en augmentant la valeur relative du stockage de plus longue durée.
• Les certificats Clean Peak transforment la structure des revenus au Massachusetts. Une batterie dans l’État peut gagner 159 000 $/MW/an rien qu’avec le Clean Peak en 2030, soit plus que l’ensemble des revenus (141 000 $/MW/an) d’un actif comparable dans le Maine.

ISO-NE devient un système à pic hivernal

ISO-NE ajoute la plus faible nouvelle charge parmi les ISO de l’Est. La charge nette annuelle croît de 36,8 % (de 117 à 160 TWh) d’ici 2046, contre 811 et 426 TWh ajoutés respectivement dans le PJM et le MISO. Cependant, la forme de la charge évolue le plus selon les saisons.

Les pics simultanés d’hiver et d’été se croisent en 2038. Les pompes à chaleur entraînent ce changement, ajoutant environ 9 GW au pic hivernal modélisé d’ici 2045 à mesure que les bâtiments s’électrifient. ISO-NE prévoit seulement 132 MW de data centers sur l’ensemble du système, soit une fraction de la croissance de charge observée dans le PJM ou le MISO.

Voir les prévisions de charge ISO-NE 2046 de Modo Energy pour plus de détails sur les projections et les facteurs.

Le mix de développement ISO-NE : des renouvelables et de la capacité pilotable pour répondre aux besoins hivernaux à la fin des années 2030

Jusqu’en 2029, le développement engagé d’ISO-NE selon la file d’attente d’interconnexion concerne principalement les BESS et l’éolien en mer. 4,7 GW d’ajouts sont attendus, dont 98 % d’éolien, solaire, stockage et hydroélectricité. Les batteries dominent avec 1,8 GW, dont 76 % au Massachusetts, soutenues par le Clean Peak. L’éolien en mer ajoute 1,7 GW supplémentaires. Aucune nouvelle capacité thermique ne dispose d’un accord d’interconnexion pour 2030.

À partir de 2030, le modèle d’expansion de capacité (CEM) privilégie la capacité fiable pour les pics hivernaux. Le CEM prévoit la construction cumulative de 10,9 GW de gaz d’ici 2049, fournissant une nouvelle capacité pilotable pour le système à pic hivernal. Le solaire n’est développé que jusqu’en 2035, avant l’inversion du pic.

Au total, les ajouts éoliens atteignent 19,3 GW entre 2026 et 2049 : 9,8 GW en mer et 9,4 GW terrestres. En dehors des projets nommés et attendus dans la file d’attente, l’éolien en mer ne commence à se développer qu’à partir de 2036. L’éolien terrestre progresse régulièrement, concentré dans le Maine en raison des achats d’État et de la disponibilité foncière. Les capacités maximales sont contraintes selon les études économiques et de transmission d’ISO-NE.

Le modèle développe l’éolien pour plusieurs raisons :

1. Les six États de la Nouvelle-Angleterre participent à l’Initiative Régionale sur les Gaz à Effet de Serre (RGGI),
2. Les producteurs du Massachusetts supportent un coût carbone supplémentaire,
3. La planification énergétique régionale et les achats d’État privilégient fortement le solaire, l’éolien et les ressources BESS.

La RGGI et les coûts réglementaires additionnels au Massachusetts rendent l’investissement gazier moins compétitif, ce qui favorise l’éolien. Les BESS et renouvelables bénéficient aussi des contrats éoliens offshore d’État et des quotas RPS qui alimentent le pipeline engagé.

L’éolien transforme le mix de production et fait émerger des schémas de prix uniques

Le gaz naturel devrait représenter 35 % de la production ISO-NE en 2027, tandis que l’éolien (terrestre et en mer) atteindra 11 %. Ce rapport s’inverse d’ici 2039, quand l’éolien deviendra la première source de production du système.

La production éolienne est multipliée par près de dix sur la période, passant de 12,7 TWh en 2027 à 74,7 TWh en 2049. La production gazière augmente aussi, de 40 à 46 TWh, mais sa part chute à 25 % car la production totale augmente autour d’elle. Plus d’éolien sur le réseau accentue la volatilité des prix et crée des opportunités d’arbitrage pour les BESS.

La ressource éolienne de la Nouvelle-Angleterre est la plus forte en hiver, ce qui compense le basculement du pic et l’augmentation de la charge. À mesure que le pic se déplace vers l’hiver, l’éolien compense le déficit et finit par faire baisser les prix horaires (LMP).

Les prix du gaz ISO-NE sont indexés sur Algonquin Citygate, un hub historiquement volatil en hiver. Ce hub majeur, limité par les canalisations, influence fortement les prix en hiver, surtout lors d’épisodes climatiques extrêmes (voir benchmark). En raison des contraintes d’approvisionnement et de la volatilité, ISO-NE fait souvent appel au fioul lors de pénuries. Les turbines fioul offrent des prix élevés en raison du coût du combustible et des paiements de capacité indépendants, ce qui fait qu’elles ne fonctionnent que lors de rares pics de prix. Cette caractéristique locale du marché provoque des flambées et des écarts de prix à long terme, malgré le développement des capacités éoliennes et solaires.

La forme de la production et de la charge quotidienne accroît les écarts TB dans les années 2030 et 2040

Les courbes de charge et de prix ci-dessous montrent que le pic du soir en hiver grimpe de 8 GW entre 2027 et 2045. Les deux saisons combinent cette montée du soir à un creux de midi de plus en plus marqué, car la production solaire autour de midi double en hiver (de 1,7 à 4,1 GW) et en été (de 2,2 à 5,1 GW). La majorité de cette production solaire intervient lorsque la demande des pompes à chaleur et des VE diminue entre les pics du matin et du soir. Bien que le pic principal passe de l’été à l’hiver en 2038, la moyenne journalière croise plus tôt.

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Les prix horaires augmentent dans les années 2030 puis se stabilisent

Les prix ATC augmentent dans toutes les zones jusqu’au début des années 2030, à mesure que la demande croît et que la capacité se resserre, puis divergent. Le Maine passe d’environ 80 $/MWh en 2032 à 33 $/MWh en 2049, car le nouvel éolien terrestre fait baisser les prix dans le nord de la Nouvelle-Angleterre. Le Connecticut, le Massachusetts et le Rhode Island restent proches de 66 $/MWh, car les contraintes de transmission limitent la quantité d’électricité moins chère du nord pouvant atteindre la demande du sud.