​Les hausses de prix en soirée, en particulier lors de la vague de chaleur du 14 au 17 avril, ont généré la majorité des écarts haut-bas d’avril dans l’ISO-NE. Le 17 avril, les prix en temps réel ont dépassé 100 $/MWh de 17h à 20h, culminant à 131 $/MWh à 19h. Sur l’ensemble du mois, les prix en temps réel au hub interne de l’ISO-NE ont varié entre -73 $/MWh et 138 $/MWh.

Le gaz naturel a fixé la marge pendant les quatre soirées de vague de chaleur, les contraintes limitant la transmission entre les zones.

Au hub de référence de l’ISO-NE, avril a affiché une moyenne day-ahead de 46,3 $/MWh et une moyenne temps réel de 45,7 $/MWh. Les deux marchés ont augmenté de plus de 10 % par rapport à avril 2025. L’écart moyen de 0,6 $/MWh entre les deux marchés masque la volatilité intrajournalière : lors des journées d’événement, le temps réel a pu se régler jusqu’à 28 $/MWh au-dessus du day-ahead.

Les écarts haut-bas sur quatre heures au Hub Interne ont atteint en moyenne 178 $/MW-jour en temps réel et 134 $/MW-jour en day-ahead, soit une hausse respective de 26 % et 22 % sur un an.

Points clés à retenir

• L’écart haut-bas sur quatre heures en temps réel au Hub Interne a atteint en moyenne 178 $/MW-jour, en hausse de 26 % sur un an. Les écarts day-ahead ont atteint 134 $/MW-jour, soit une hausse de 22 %.
• Le nucléaire a produit en moyenne 1,7 GW en avril, soit une baisse de 33 % par rapport à 2,5 GW en 2025. Le gaz naturel a comblé l’écart, ajoutant environ 800 MW à la production moyenne d’une année sur l’autre.
• Les hausses de prix en soirée du 14 au 17 avril ont maintenu les prix temps réel au-dessus de 100 $/MWh pendant trois jours consécutifs, avec un pic à 131 $/MWh le 17 avril à 19h.
• La réserve tournante de dix minutes (TMSR) s’est établie à 13 $/MWh en day-ahead tandis que la régulation a atteint en moyenne 5 $/MWh. Ces montants restent faibles comparés à l’écart TB4 de 178 $/MW-jour en temps réel.

Les rampes du soir du 14 au 17 avril ont défini la valeur des écarts du mois

Les moyennes journalières day-ahead ont varié de 30 $/MWh à 66 $/MWh en avril, mais quatre soirées du 14 au 17 avril ont généré des prix nettement plus élevés. Le 14 avril, le pic a atteint 108 $/MWh à 20h. Le 16 avril a franchi 107 $/MWh entre 17h et 18h. Le 17 avril a connu la plus longue période de prix élevés, restant au-dessus de 100 $/MWh pendant quatre heures consécutives et culminant à 131 $/MWh à 19h.

Le 17 avril a également enregistré le deuxième plus grand écart de prévision day-ahead du mois. Le 1er avril, le temps réel s’est établi 28 $/MWh au-dessus du day-ahead et le 17 avril, les prix RT ont dépassé ceux du DA de 17 $/MWh.

Le 22 avril a affiché le plafond horaire du mois à 138 $/MWh à 20h. La demande est passée de 13,0 GW à 13,9 GW tandis que la production solaire chutait presque à zéro.

Ce pic s’explique par des contraintes de réserve contraignantes et des charges supérieures aux prévisions day-ahead. Les contraintes sur les gazoducs en Nouvelle-Angleterre limitent l’approvisionnement intrajournalier en gaz, réduisant la capacité de réserve lorsque la demande grimpe plus tard que prévu.

Les marchés day-ahead ne peuvent pas anticiper précisément les contraintes intrajournalières sur le gaz, de sorte que cette prime revient entièrement aux opérateurs avec un dispatch temps réel.

Seules deux heures sont passées en négatif sur le mois, toutes deux le 3 avril. Le Vendredi Saint a réduit la charge commerciale d’environ 1,2 GW tandis que le solaire (556 MW) et l’éolien (613 MW) ont fait chuter la charge nette à environ 8 GW. En conséquence, les prix temps réel sont tombés à -73 $/MWh.

Les écarts haut-bas se sont élargis dans toutes les zones ISO-NE

Les écarts haut-bas sur les marchés day-ahead et temps réel ont augmenté dans toutes les zones par rapport à 2025.

Au Hub Interne, l’écart TB4 day-ahead a atteint 134 $/MW-jour, en hausse de 22 %, tandis que le TB4 temps réel a atteint 178 $/MW-jour, en hausse de 26 %.

Le Massachusetts du Nord-Est et le Vermont ont tous deux enregistré une hausse de 26 % des écarts TB4 temps réel. Le Maine a affiché les plus forts écarts TB4 temps réel à 196 $/MW-jour, mais la plus faible hausse annuelle à 15 %.

L’interface Maine-New Hampshire a été contrainte à plusieurs reprises en avril, faisant baisser le prix day-ahead du Maine par rapport au reste de la Nouvelle-Angleterre. Cette contrainte est structurelle, se reproduit chaque mois et tire ainsi les prix du Maine vers le bas, ce qui explique les plus grands écarts TB4 de la région.

L’arrêt printanier du nucléaire a porté le gaz à 57 % du mix d’avril

La production nucléaire a atteint en moyenne 1,7 GW (17 % du mix), contre 2,5 GW (25 %) en 2025. Ce déficit de 0,8 GW est cohérent avec le rechargement printanier des réacteurs nucléaires de Nouvelle-Angleterre.

La production à partir de gaz naturel a comblé cet écart et fourni 57 % du total (5,6 GW), contre 53 % un an plus tôt.

Les produits de réserve sont restés secondaires face à l’arbitrage en avril

La réserve tournante de dix minutes (TMSR) s’est établie en moyenne à 13 $/MWh en day-ahead, avec un pic à 22 $/MWh le 22 avril. La réserve non tournante de dix minutes (TMNSR) a atteint 8 $/MWh et la réserve opérationnelle de trente minutes (TMOR) 7 $/MWh en day-ahead.

La capacité de régulation s’est établie à 5 $/MWh en moyenne tandis que les prix des réserves temps réel sont restés proches de zéro la majeure partie du mois. À ces niveaux, l’arbitrage énergétique à 178 $/MW-jour demeure la principale source de revenus pour les opérateurs de stockage.

Perspectives

Ce mois-ci a confirmé une tendance structurelle : les écarts s’élargissent lors des journées d’événement, et ces journées en intersaison sont provoquées par des conditions de température anormales pendant les arrêts programmés.

La moyenne du Maine à 44 $/MWh reste la zone DA la moins chère, maintenue à un niveau bas par la contrainte de l’interface Maine-New Hampshire, qui a été contraignante à plusieurs reprises ce mois-ci. De plus, les larges écarts TB4 du Maine représentent la prime de la zone pour les BESS pilotables.

Les revenus des batteries dans l’ISO-NE continueront d’être définis par des conditions similaires à la vague de chaleur, à mesure que les températures augmenteront au printemps 2026.