​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 l’augmentation des énergies renouvelables, tandis que les revenus de capacité diminuent suite à la réforme de l’accréditation saisonnière. Les actifs du Massachusetts se distinguent car les Certificats Clean Peak peuvent dépasser l’ensemble des autres revenus du marché.

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

Points clés à retenir

• La demande de l’ISO-NE atteint un pic hivernal à partir de 2038. Les pompes à chaleur et les véhicules électriques entraînent ce changement, modifiant le moment et la valeur du fonctionnement des batteries.
• Les revenus cumulés des BESS du Massachusetts atteignent un sommet de plus de 300 000 $/MW/an en 2032 avant de retomber sous 250 000 $/MW/an d’ici 2049.
• Les services auxiliaires restent la principale source de revenus pour les BESS jusqu’en 2038. L’arbitrage énergétique devient la première source de revenus du marché à partir de 2039.
• La croissance des renouvelables renforce les écarts top-bottom (TB4) et les revenus énergétiques. Les appels d’offres des États, la tarification du carbone et l’essor de l’éolien élargissent ces écarts au fil du temps.
• Les revenus de capacité chutent avec l’arrivée des réformes du marché de capacité en 2028. L’accréditation saisonnière réduit la valorisation des batteries quatre heures, notamment en hiver, tout en augmentant l’intérêt pour le stockage de plus longue durée.
• Les Certificats Clean Peak transforment le modèle du Massachusetts. Une batterie dans l’État peut générer 159 000 $/MW/an rien qu’avec 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. La charge nette annuelle augmente de 36,8 % (117 à 160 TWh) d’ici 2046, contre 811 et 426 TWh ajoutés pour le PJM et le MISO. Cependant, sa courbe évolue le plus fortement selon les saisons.

Les pics de consommation hivernaux et estivaux se croisent en 2038. Les pompes à chaleur accélèrent ce basculement, ajoutant environ 9 GW au pic hivernal modélisé d’ici 2045 avec l’électrification des bâtiments. L’ISO-NE n’anticipe que 132 MW de centres de données sur l’ensemble du réseau, une fraction de la croissance observée dans le PJM ou le MISO.

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

Le mix de développement ISO-NE : renouvelables et capacité garantie pour répondre aux besoins hivernaux à l’horizon 2030

Jusqu’en 2029, le développement engagé de l’ISO-NE via la file d’attente d’interconnexion concerne principalement les BESS et l’éolien offshore. 4,7 GW d’ajouts sont attendus, dont 98 % issus du vent, du solaire, du stockage et de l’hydroélectricité. Les batteries dominent avec 1,8 GW, dont 76 % dans le Massachusetts, soutenues par Clean Peak. L’éolien offshore 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, offrant ainsi une nouvelle capacité garantie pour la période hivernale. Le solaire ne se développe que jusqu’en 2035 avant le basculement du pic.

Au total, les ajouts éoliens atteignent 19,3 GW entre 2026 et 2049 : 9,8 GW offshore et 9,4 GW à terre. Au-delà des projets nommés et attendus en file d’attente, l’éolien offshore ne démarre qu’à partir de 2036. L’éolien terrestre progresse régulièrement, surtout dans le Maine, en raison des politiques d’achats publics et de la disponibilité foncière. Les plafonds de développement sont fixés selon les études économiques (économiques et de transport) de l’ISO-NE.

Plusieurs facteurs expliquent ce choix pour l’éolien :

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 additionnel,
3. Les politiques énergétiques régionales privilégient fortement le solaire, l’éolien et les BESS.

La RGGI et les coûts réglementaires supplémentaires du Massachusetts rendent l’investissement gazier moins compétitif, ce qui améliore la rentabilité de l’éolien. Les BESS et les renouvelables bénéficient aussi des contrats éoliens offshore et des quotas RPS, alimentant le pipeline de projets engagés.

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

Le gaz naturel devrait fournir 35 % de la production ISO-NE en 2027, tandis que l’éolien (onshore et offshore) atteindra 11 %. Cette tendance s’inverse d’ici 2039, où l’éolien combiné deviendra la première source de production du réseau, devant le gaz.

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 tombe à 25 % avec la croissance globale du mix. Plus d’éolien sur le réseau accentue la volatilité des prix et crée des opportunités d’arbitrage pour les BESS.

La ressource éolienne en Nouvelle-Angleterre est plus forte en hiver, ce qui compense la hausse de la demande. Le basculement du pic vers l’hiver permet à l’éolien de couvrir le déficit et, à terme, de faire baisser les prix horaires (LMPs).

Les prix du gaz ISO-NE sont indexés sur Algonquin Citygate, un hub très volatil en hiver. Cette zone, contrainte par les pipelines, influence fortement les prix durant les mois froids et lors d’événements climatiques extrêmes. Face aux contraintes d’approvisionnement et à la volatilité, l’ISO-NE recourt souvent au fioul lors des périodes de tension. Les centrales fioul n’entrent alors en service qu’en cas de prix exceptionnellement élevés. Cette caractéristique locale explique la persistance des pics de prix et des spreads malgré le développement massif de l’éolien et du solaire.

La structure de production et de demande quotidienne accentue les spreads 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 présentent une hausse du soir couplée à un creux marqué à midi, alors que la production solaire double de 1,7 à 4,1 GW en hiver et de 2,2 à 5,1 GW en été. La majeure partie de cette production solaire intervient durant les heures où la demande liée aux pompes à chaleur et aux véhicules électriques est faible. Bien que le basculement du pic de l’été vers l’hiver ait lieu en 2038, la moyenne journalière bascule plus tôt.

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Prix autour de l’horloge (ATC)

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. Dans le Maine, ils chutent de 80 $/MWh en 2032 à 33 $/MWh en 2049, l’éolien terrestre faisant baisser les prix dans le nord de la Nouvelle-Angleterre. Le Connecticut, le Massachusetts et le Rhode Island restent autour de 66 $/MWh car les contraintes de transport limitent l’acheminement de l’électricité moins chère vers le sud.