​Les prix de l’énergie ISO-NE ont augmenté en mai 2026 par rapport à l’année précédente, avec des hausses concentrées sur la pointe du soir. Les prix en temps réel à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 49 $/MWh, contre 33 $ en mai 2025. Les prix du marché du lendemain ont atteint en moyenne 46 $/MWh, contre 35 $.

La valeur d’arbitrage des batteries a progressé en parallèle. Les écarts top-bottom (TB) sur quatre heures à l’Internal Hub ont atteint en temps réel une moyenne de 214 $/MW-jour, soit 85 % de plus qu’en mai précédent. Le fait marquant du mois : un marché du soir plus tendu et un écart plus large entre les prix de la mi-journée et du soir.

La demande est restée modérée la majeure partie du mois, avec une moyenne de 10,8 GW, mais une vague de chaleur du 18 au 20 mai a poussé la demande à un pic mensuel de 18,9 GW. Cette poussée a brièvement tendu le système et entraîné les prix les plus élevés du mois.

Points clés à retenir

• Les prix en temps réel à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 49 $/MWh, contre 33 $ un an plus tôt. Les prix du lendemain ont atteint en moyenne 46 $/MWh.
• Les hausses se sont concentrées en soirée, et non sur l’ensemble de la journée. Les prix en temps réel étaient en moyenne de 40 $/MWh à la mi-journée et de 67 $ à 19h, élargissant la plage intrajournalière captée par les batteries.
• Les écarts TB en temps réel sur quatre heures ont atteint en moyenne 214 $/MW-jour, en hausse de 85 % sur un an. Les écarts de mai sont plus proches de ceux d’avril (177 $) mais restent en dessous du pic hivernal de janvier à 491 $ lié à la météo.
• Le Maine a affiché les écarts TB en temps réel sur quatre heures les plus larges à 263 $/MW-jour, tandis que le Connecticut avait les plus faibles à 204 $. Le Maine a également enregistré les prix moyens de l’énergie les plus bas.
• La production nucléaire est revenue après rechargement et la production éolienne a augmenté de 70 % par rapport à 2025 avec la mise en service de capacités offshore, atteignant un taux de capture de 103 %.

Les prix en temps réel ont atteint en moyenne 49 $/MWh, avec des hausses sur la pointe du soir

Les prix en temps réel à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 49 $/MWh en mai 2026, contre 33 $ en mai 2025. Les prix du lendemain ont atteint en moyenne 46 $/MWh, contre 35 $.

La hausse n’a pas concerné toutes les heures. Les prix horaires en temps réel sont restés à 40 $/MWh à la mi-journée, puis ont culminé à 67 $/MWh à 19h, alors que le solaire diminuait et que la demande augmentait en soirée. La charge moyenne de pointe n’a augmenté que de 4 %, atteignant 13,6 GW. Les hausses reflètent la tension du soir plutôt qu’une croissance de la charge, et l’élargissement de la plage intrajournalière a alimenté les écarts accrus.

Les prix variaient aussi selon les zones. Le Maine a enregistré les prix du lendemain les plus bas à 38 $/MWh. Le sud-est du Massachusetts et la zone de Boston ont affiché les prix les plus élevés à 46,5 $/MWh.

Le gaz a assuré 46 % de la production alors que le nucléaire revenait de rechargement

Le gaz naturel a fourni en moyenne 4,4 GW, soit 46 % de la production régionale. C’est en baisse par rapport à 5,2 GW en mai 2025.

La production nucléaire s’est redressée au fil du mois. Seabrook et Millstone sont revenues de leur arrêt de rechargement printanier, faisant passer le nucléaire d’environ 1,2 GW le 1er mai à environ 3,0 GW au 31 mai. La moyenne mensuelle s’établit à 2,6 GW.

La production éolienne a augmenté de 70 % à 503 GWh et a capté 103 % du prix moyen

La production éolienne a totalisé 503 GWh en mai 2026, contre 297 GWh un an plus tôt. Cette hausse reflète l’arrivée de nouvelles capacités offshore, Vineyard Wind ayant installé ses dernières pales en mars 2026.

Le taux de capture de l’éolien a atteint 103 %, contre 97 % en mai 2025, malgré une forte augmentation de la production. Un afflux de production peut cannibaliser ses propres heures et faire passer le taux de capture sous 100 %. L’éolien ISO-NE a évité cela car son profil est opposé à celui du solaire. À la mi-journée, quand le solaire inonde le marché et que les prix touchent le fond, l’éolien atteint en moyenne 554 MW. De la fin d’après-midi à la nuit, lorsque les prix sont élevés, la production éolienne atteint en moyenne 754 MW. C’est ce profil, plus que le volume, qui a permis de maintenir la capture au-dessus de 100 %. Avec 6 % de l’offre, l’éolien reste trop faible pour influencer la pointe du soir, ce qui permet d’avoir à la fois un taux de capture supérieur à la moyenne et des prix du système en hausse.

Les écarts TB en temps réel sur quatre heures ont atteint en moyenne 214 $/MW-jour, avec un maximum dans le Maine

Les écarts TB en temps réel sur quatre heures à l’Internal Hub ont atteint une moyenne de 214 $/MW-jour, soit 85 % de plus qu’en mai 2025. Les écarts du lendemain sur quatre heures ont atteint 117 $/MW-jour, en hausse de 31 %.

Ce chiffre est solide sur un an, mais reflète des opportunités printanières moindres en Nouvelle-Angleterre par rapport à l’hiver. Il dépasse les 177 $/MW-jour d’avril, mais reste bien en deçà des pics hivernaux, avec 491 $ en janvier 2026 et 404 $/MW-jour en février.

Les écarts varient selon la région, avec un gradient nord-sud marqué. Le Maine a enregistré les écarts TB en temps réel sur quatre heures les plus larges à 263 $/MW-jour. Le Connecticut a affiché les plus faibles à 204 $. Le marché du lendemain suit le même ordre : Maine à 138 $/MW-jour, Connecticut à 110. La contrainte de transmission nord-sud retient l’excédent d’offre dans le Maine, maintenant ses prix sous ceux du reste d’ISO-NE. Les 1 200 MW d’imports Hydro-Québec via NECEC, mis en service en janvier 2026, accentuent ce surplus, approfondissant les creux de prix du Maine et élargissant l’écart top-bottom même si les prix moyens restent bas.

Les services auxiliaires restent un flux plus modeste, dominé par les batteries

L’arbitrage a généré la valeur, les services auxiliaires n’ajoutant qu’à la marge pour le stockage. En mai, les réserves du lendemain se sont établies à 11 $/MWh pour la réserve rotative de dix minutes et à 7 $ pour les produits plus lents. La capacité de régulation s’est échangée à 7,5 $/MWh.

Ces moyennes mensuelles masquent un pic marqué. Le 19 mai, une vague de chaleur a fait grimper les réserves du lendemain à 40 $/MWh et la régulation à 23 $. La charge de pointe a atteint 18,8 GW le 19 mai et 18,9 GW le 20 mai, bien au-dessus des 13,6 GW habituels en soirée. L’énergie du lendemain a atteint 88 $/MWh ce même jour, son maximum mensuel. Les prix de l’énergie et des réserves ont augmenté ensemble, ce qui reflète une rareté généralisée plutôt qu’un événement spécifique au marché des réserves.

Les batteries sont concentrées sur ce marché, détenant 84 % de la capacité de régulation clearing d’ISO-NE. La régulation reste cependant un petit marché, et les batteries sont moins dominantes sur les produits de réserve plus importants.

Ce que mai indique pour les batteries ISO-NE

Mai est un mois de transition pour la Nouvelle-Angleterre. Les écarts se sont élargis sur un an mais restent bien en deçà du pic de 491 $ de janvier, et la valeur la plus nette provient d’une courte vague de chaleur du 18 au 20 mai. ISO-NE rémunère au mieux les batteries lorsque le chauffage hivernal et la climatisation estivale sollicitent fortement le système.

Le nucléaire est de retour à pleine puissance avant la demande estivale de climatisation, que les prévisions de charge ISO-NE pour 2046 anticipent en hausse continue. Des pics estivaux plus élevés et une production renouvelable accrue devraient accroître la volatilité intrajournalière, stimulant les rendements des batteries.