Le Clean Energy Connect de la Nouvelle-Angleterre (NECEC), une ligne d'importation de 1,2 GW, a commencé à livrer commercialement à ISO-NE le 16 janvier 2026. Elle transporte de l’hydroélectricité canadienne bon marché vers le Maine via un seul nœud et a été conçue pour fonctionner à pleine capacité. Depuis sa mise en service jusqu’à la fin mai, elle a fonctionné à plein régime la plupart des jours, avec une panne de plusieurs jours en avril et une autre panne de la fin mai au début juin. Ces interruptions permettent de comparer le réseau avec la ligne en service et hors service.

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. La décote du Maine par rapport au pool a doublé, passant de 3 $/MWh début 2025 à 6 $/MWh les jours où la ligne était en ligne.
• Les spreads day-ahead, c’est-à-dire les gains issus du stockage qui achète bas et vend haut, ne se sont pas élargis, et le Maine n’a pas gagné d’avantage local. Au printemps, lors des jours 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. Au printemps, les jours 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 dans le day-ahead.
• La prime temps réel est conditionnelle. Elle dépend d’environ un jour en ligne sur cinq où le NECEC varie de plus de 300 MW. Lors des jours à flux constant, la prime reste modérée, mais lors des jours de montée/descente, elle bondit à +57 $/MW-jour au printemps et +125 $/MW-jour en hiver.

NECEC injecte de l’énergie moins chère, le Maine reste la zone la plus compétitive

Une injection de 1 GW d’électricité à coût quasi nul fait baisser le prix de compensation dans toute la région. Les prix day-ahead ont le plus chuté lors des heures coûteuses des mois intermédiaires, où l’importation remplace la production de pointe. L’énergie arrive dans le Maine, ce qui explique que la séparation du prix y soit la plus marquée. L’interface New Hampshire–Maine est souvent devenue contraignante, générant 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 est en service.

Lors des pannes d’avril et de mai, la décote a brièvement disparu, ce qui montre clairement 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 autour de 10 $/MWh à la mi-journée, lorsque les importations et le solaire se chevauchent.

Les spreads day-ahead ne se sont pas élargis

Lors des jours printaniers comparables, les quatre heures les plus chères ont baissé de 7 % lorsque la ligne fonctionnait, tandis que les quatre moins chères ont augmenté, ce qui a comprimé le TB4 day-ahead au lieu de l’élargir. Pour l’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 d’écart, et le day-ahead n’offre aucun avantage local au Maine.

L’hiver a peut-être connu un élargissement, mais cela pourrait être dû à une vague de froid en janvier 2026. Sinon, les tendances printanières devraient se maintenir, les fluctuations saisonnières influençant aussi bien les jours en ligne que les jours de panne.

Le temps réel raconte une autre histoire

En passant le même graphique en temps réel, le Maine se détache du pool. Au printemps, les jours où la ligne est en service, le TB4 temps réel du Maine a atteint 244 $/MW-jour contre 201 $/MW-jour pour le reste d’ISO-NE, soit une prime de 43 $/MW-jour. Sans la ligne, cet écart n’était que de 19 $/MW-jour. Les 24 $/MW-jour supplémentaires n’apparaissent qu’en temps réel, le day-ahead ayant déjà lissé cette différence.

La prime dépend du fonctionnement cyclique

Il n’est pas certain que l’avantage temps réel persiste. La plupart des jours en ligne, le NECEC fonctionne à un niveau constant proche de 1 030 MW, avec très peu de variations intra-journalières. Lors de ces journées stables, la prime temps réel du Maine reste modérée : environ 39 $/MW-jour au printemps et 10 $/MW-jour en hiver. La prime se concentre sur les jours où la ligne varie de plus de 300 MW, passant du plein arrêt au plein fonctionnement ou inversement. Lors de ces journées de cycles marche/arrêt, la prime grimpe à 57 $/MW-jour au printemps et 125 $/MW-jour en hiver.

Un bloc de 1,2 GW transitant par un seul nœud est ce qui fait bouger le prix temps réel à cet endroit. Lorsque la ligne reste stable, le nœud s’équilibre et la prime se réduit. Lorsqu’elle oscille, les prix temps réel du Maine grimpent puis redescendent, ce que le reste du pool ne connaît pas. L’avantage temps réel reflète la régularité du fonctionnement du NECEC plutôt que le volume importé.