La structure des revenus des batteries dans l’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 de l’accréditation saisonnière. Les actifs du Massachusetts se distinguent, car les Certificats Clean Peak peuvent surpasser l’ensemble des revenus du marché.

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

Points clés à retenir

• La charge de l’ISO-NE atteint un pic hivernal à partir de 2038. Les pompes à chaleur et les véhicules électriques impulsent ce changement, modifiant à la fois le moment et la valeur du pilotage des batteries.
• Le BESS du Massachusetts atteint un revenu cumulé maximal de plus de 300 000 $/MW/an en 2032 avant de tomber sous les 250 000 $/MW/an d’ici 2049.
• Les services auxiliaires dominent les revenus des BESS jusqu’en 2038. L’arbitrage énergétique devient la principale source de revenus de marché dès 2039.
• La croissance des renouvelables renforce les écarts top-bottom (TB4) et les revenus énergétiques. Les achats publics, la tarification carbone et l’essor de l’éolien élargissent les écarts top-bottom avec le temps.
• Les revenus de capacité chutent avec la réforme du marché de capacité en 2028. L’accréditation saisonnière donne moins de valeur aux batteries quatre heures, surtout en hiver, tout en augmentant la valeur relative du stockage longue durée.
• Les Certificats Clean Peak transforment la structure de revenus du Massachusetts. Une batterie dans l’État peut générer 159 000 $/MW/an uniquement grâce au Clean Peak en 2030, soit plus que l’ensemble des revenus (141 000 $/MW/an) d’un actif comparable dans le Maine.

L’ISO-NE devient un système à pic hivernal

L’ISO-NE affiche la plus faible croissance de charge parmi les ISO de l’Est. Sa charge annuelle nette augmente de 36,8 % (117 à 160 TWh) d’ici 2046, contre 811 et 426 TWh ajoutés dans le PJM et le MISO. Cependant, son profil saisonnier évolue le plus fortement.

Les pics simultanés d’hiver et d’été se croisent en 2038. Les pompes à chaleur impulsent ce basculement, ajoutant environ 9 GW au pic hivernal modélisé d’ici 2045 avec l’électrification des bâtiments. L’ISO-NE prévoit seulement 132 MW de data centers sur l’ensemble du système, une fraction de la croissance observée dans le PJM ou le MISO.

Consultez les prévisions de charge ISO-NE 2046 de Modo Energy pour une analyse détaillée des projections et des facteurs clés.

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

Jusqu’en 2029, le pipeline engagé de l’ISO-NE issu de la file d’attente d’interconnexion est principalement composé de BESS et d’éolien en mer. 4,7 GW d’ajouts sont attendus, dont 98 % d’éolien, solaire, stockage et hydraulique. Les batteries dominent avec 1,8 GW, dont 76 % au Massachusetts, soutenus par le Clean Peak. L’éolien offshore ajoute 1,7 GW supplémentaires. Aucune nouvelle capacité thermique n’a d’accord d’interconnexion signé pour 2030.

À partir de 2030, le modèle d’expansion de capacité (CEM) privilégie la capacité fiable pour les pics hivernaux. Le CEM construit 10,9 GW de gaz cumulés d’ici 2049. Ce gaz apporte une nouvelle capacité pilotable pour le système à pic hivernal. L’ajout de solaire s’arrête en 2035 avant le basculement du pic.

Au total, les ajouts d’éolien atteignent 19,3 GW entre 2026 et 2049 : 9,8 GW offshore, 9,4 GW terrestre. En dehors des projets nommés et attendus dans la file d’attente, l’éolien en mer ne démarre qu’à partir de 2036. L’éolien terrestre croît régulièrement, concentré dans le Maine grâce aux achats publics et à la disponibilité foncière. Les ajouts maximaux sont limités selon les études économiques et de transmission de l’ISO-NE.

Le modèle développe l’éolien pour plusieurs raisons :

1. Les six États de la Nouvelle-Angleterre participent à la Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI),
2. Les producteurs du Massachusetts supportent un coût carbone supplémentaire,
3. La planification et l’approvisionnement régionaux privilégient largement le solaire, l’éolien et les BESS.

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

L’éolien transforme le mix de production et crée des dynamiques de prix uniques

Le gaz naturel devrait fournir 35 % de la production ISO-NE en 2027, tandis que l’éolien (terrestre et offshore) atteindra 11 %. Ce rapport s’inverse d’ici 2039, lorsque l’éolien combiné deviendra la principale 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 progresse aussi, de 40 à 46 TWh, mais sa part tombe à 25 % alors que la production totale augmente. L’augmentation de l’éolien sur le réseau accroît la volatilité des prix et crée des opportunités d’arbitrage pour les BESS.

La ressource éolienne en Nouvelle-Angleterre est plus forte l’hiver, ce qui compense le basculement du pic. À mesure que le pic se déplace vers l’hiver, l’éolien supplémentaire atténue le déficit et finit par faire baisser les LMP.

Les prix du gaz ISO-NE sont indexés sur Algonquin Citygate, un hub historiquement volatil en hiver. Ce point d’entrée, dominant mais limité par la capacité des pipelines, est un facteur majeur de prix en hiver, surtout lors d’événements climatiques extrêmes. En raison des contraintes d’approvisionnement, l’ISO-NE recourt souvent au fioul lors des périodes de tension, les turbines fioul n’étant activées qu’à prix très élevé et rarement dans l’année. Cette spécificité locale engendre des pics de prix et des écarts importants sur le long terme, malgré le développement de l’éolien et du solaire.

La combinaison production/charge quotidienne génère des écarts TB plus élevés dans les années 2030 et 2040

Les profils 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 conjuguent cette montée du soir à un creux de la mi-journée qui s’accentue, la production solaire passant de 1,7 à 4,1 GW en hiver, et de 2,2 à 5,1 GW en été. La majorité de cette production solaire intervient lorsque la demande des pompes à chaleur et des VE baisse, entre les pics du matin et du soir. Bien que le pic principal bascule en 2038, la moyenne journalière croise plus tôt.

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Les prix de base 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 progresse et que la capacité se resserre, puis divergent. Le Maine passe d’environ 80 $/MWh en 2032 à 33 $/MWh en 2049, l’éolien terrestre poussant les prix vers le bas dans le nord. Le Connecticut, le Massachusetts et le Rhode Island restent proches de 66 $/MWh, car les contraintes de transport limitent la part d’électricité bon marché du nord pouvant atteindre le sud.