​Le Clean Energy Connect de la Nouvelle-Angleterre (NECEC), une ligne d’interconnexion de 1,2 GW, a commencé à livrer commercialement à ISO-NE le 16 janvier 2026. Elle apporte une hydroélectricité canadienne bon marché dans le Maine via un seul nœud et a été conçue pour fonctionner à pleine capacité. Depuis sa mise en service jusqu’à fin mai, elle a tourné près du maximum la plupart des jours, à l’exception d’une panne de plusieurs jours en avril et d’une autre panne de fin mai à début juin. Ces interruptions permettent de comparer le réseau avec et sans la ligne en fonctionnement.

Points clés à retenir

• NECEC a fait baisser les prix day-ahead sur tout ISO-NE et a fait du Maine la zone la moins chère à chaque heure. L’écart de prix du Maine par rapport au pool a doublé, passant de 3 $/MWh début 2025 à 6 $/MWh les jours où la ligne est en service.
• Les spreads day-ahead, c’est-à-dire les gains réalisés par le stockage qui achète à bas prix et revend plus cher, ne se sont pas élargis, et le Maine n’a pas bénéficié d’un avantage local. Au printemps, les jours où la ligne était en ligne, le TB4 day-ahead a augmenté d’environ 21 % dans le Maine et de 23 % sur l’ensemble du pool.
• Les prix temps réel se sont écartés du marché day-ahead. Les jours de printemps où la ligne était en ligne, le TB4 temps réel du Maine a dépassé celui du pool de 43 $/MW-jour, contre 19 $/MW-jour sans la ligne. Cet écart n’apparaît pas en day-ahead.
• La prime temps réel est conditionnelle. Elle dépend d’environ un jour sur cinq où le NECEC varie de plus de 300 MW. Lors des jours de flux stable, la prime est modérée, mais lors des jours de montée/descente, elle grimpe à +57 $/MW-jour au printemps et +125 $/MW-jour en hiver.

NECEC injecte une énergie moins chère, avec le Maine comme zone la plus compétitive

Une injection de 1 GW d’énergie à coût quasi nul fait baisser le prix de compensation dans toute la région. Les prix day-ahead ont le plus baissé lors des heures chères des saisons intermédiaires, où l’importation remplace la production de pointe. L’énergie arrive dans le Maine, ce qui explique la plus grande séparation de prix pour cet État. L’interface New Hampshire–Maine est souvent devenue contraignante, entraînant une congestion négative. La décote du Maine par rapport au pool a à peu près doublé, passant de 3 $/MWh début 2025 à 6 $/MWh les jours où la ligne était en service.

Lors des pannes d’avril et mai, la décote a brièvement disparu, preuve claire qu’elle provient de la ligne. Cette décote s’applique à toutes les heures. Le Maine affiche un prix inférieur à toutes les autres zones de charge ISO-NE à chaque heure de la journée, avec un écart maximal à la mi-journée, proche de 10 $/MWh, lorsque les importations et le solaire se chevauchent.

Les spreads day-ahead ne se sont pas élargis

Sur les jours de printemps comparables, les quatre heures les plus chères ont baissé de 7 % lorsque la ligne fonctionnait, tandis que les quatre moins chères ont augmenté, si bien que le TB4 day-ahead s’est resserré plutôt qu’élargi. Concernant le choix d’implantation, la hausse observée était uniforme sur toutes les zones. Le Maine et le reste d’ISO-NE se sont rapprochés à moins de deux points, et le day-ahead n’a offert aucun avantage local au Maine.