​Les écarts top-bottom (TB4) en temps réel sur quatre heures à l'Internal Hub d'ISO-NE ont chuté de 37 % sur un an en juin, passant de 310 $/MW-jour en juin 2025 à 197 $/MW-jour. Les écarts day-ahead se sont réduits à 144 $/MW-jour contre 185 $/MW-jour.

Aucune pénurie n’a été constatée : le prix en temps réel le plus élevé de juin 2026 était de 307 $/MWh, soit moins d’un tiers du pic à 1 110 $/MWh de l’année précédente. Les prix ont affiché un léger pic en soirée plutôt que la pénurie concentrée de 2025, ce qui a comprimé les écarts capturés par les batteries dans toutes les zones ISO-NE.

Points clés à retenir

• L’écart TB4 en temps réel à l’Internal Hub a chuté d’environ un tiers sur un an, à 197 $/MW-jour contre 310 $/MW-jour en juin 2025. L’écart day-ahead s’est réduit à 144 $/MW-jour contre 185 $/MW-jour, soit une baisse de 22 %.
• La raison principale : un mois de juin plus calme sur les prix : le maximum de juin 2026 était de 307 $/MWh, soit moins d’un tiers du sommet de 1 110 $/MWh de juin 2025.
• Le Maine a mené tous les écarts TB4 temps réel avec 209 $/MW-jour, seule zone au-dessus de 200 $/MW-jour.
• Le gaz naturel a donné le ton avec une production moyenne de 6,5 GW, le nucléaire restant stable à 3 GW. Le solaire (0,3 GW) et l’éolien (0,5 GW) sont restés marginaux, et la production d’huile a représenté 25 % du niveau de juin 2025.
• Les réserves day-ahead se sont établies discrètement autour de 9 $/MW-jour pour les trois produits. La seule pointe annexe a été la régulation temps réel, un produit distinct, qui a atteint 81 $/MWh le 11 juin.

Les écarts TB4 en temps réel ont chuté d’un tiers avec la disparition de la pénurie sur ISO-NE

À l’Internal Hub, l’écart TB4 temps réel a atteint en moyenne 197 $/MW-jour en juin 2026, en baisse de 37 % par rapport à 310 $/MW-jour l’année précédente. L’écart TB4 day-ahead a reculé à 144 $/MW-jour contre 185 $/MW-jour, soit une baisse de 22 %. La cause : l’absence d’une heure de forte pénurie. Les écarts sur ce marché sont influencés par les contraintes internes de transport et la dépendance à l’hydroélectricité canadienne.

Juin 2025 avait connu une heure à 1 110 $/MWh en temps réel qui avait fortement creusé l’écart. En juin 2026, le maximum a plafonné à 307 $/MWh, donc le sommet de l’écart a baissé tandis que le plancher nocturne a peu évolué. La base de 2025 était aussi plus chaude : cette heure à 1 110 $/MWh est tombée lors d’un mois de juin plus chaud, donc la baisse annuelle reflète en partie une forte base de comparaison et non seulement un mois 2026 plus calme.

L’épisode de chaleur de la mi-juin a marqué le mois

Un épisode de chaleur sur la côte Est du 10 au 12 juin a été la seule période à faire grimper sensiblement les prix et la demande sur ISO-NE. La demande instantanée du système a atteint un pic de 22 GW (charge moyenne horaire à 17 GW), bien en dessous du record absolu d’ISO-NE de 28 GW (août 2006). Les prix temps réel ont suivi la demande, culminant le 11 juin avec un prix moyen à 112 $/MWh.

Fin juin, un second épisode de chaleur a eu lieu, mais il a à peine eu d’impact sur ISO-NE. Un important dôme de chaleur a touché le centre et l’est des États-Unis du 29 au 30 juin, battant des records sur le corridor I-95. ISO-NE, en lisière nord, n’a connu qu’une réponse modérée : ces jours-là, les pics sont restés entre 110 et 136 $/MWh, bien en dessous du pic de mi-juin, contrairement aux hausses marquées observées sur PJM et MISO.

ISO-NE a affiché un pic du soir moyen de 73 $/MWh en juin

Les prix temps réel ont suivi une courbe quotidienne douce, loin des pics concentrés d’un mois de pénurie. Ce léger pic du soir représente l’opportunité BESS lors d’un mois calme. Le solaire décline en fin d’après-midi tandis que la demande reste élevée le soir, le gaz comblant l’écart. Cela fait grimper les prix entre 18h et 21h.

En l’absence d’une heure de pénurie pour élargir le sommet, cette oscillation quotidienne constitue l’essentiel de ce qu’une batterie quatre heures pouvait capter en juin. Les batteries ISO-NE se sont concentrées sur cette plage horaire, injectant 205 MW au pic de prix de 18h.

Le gaz naturel a déterminé le prix à 6,5 GW pendant que le fioul chutait de 75 %

Le gaz naturel a fourni en moyenne 6,5 GW sur la journée et fixé le prix marginal la plupart du temps. Le nucléaire est resté stable à 3 GW comme base de charge. L’hydro a ajouté 1,1 GW de production flexible, avec un pic le soir.

Le fioul est tombé à une moyenne de 44 MW sur la journée, soit un quart du niveau de l’année précédente. Les unités fioul ne fonctionnent que lorsque le réseau est tendu, ce qui reflète le faible niveau de stress du réseau.

Les renouvelables variables sont restées marginales. L’éolien a atteint en moyenne 0,5 GW et le solaire 0,3 GW sur la journée, le solaire étant concentré sur les heures de midi où il creuse le creux des prix. À ce niveau de pénétration, le solaire façonne le creux de la mi-journée mais ne détermine pas les écarts sur ISO-NE.

Les réserves day-ahead se sont établies autour de 9 $/MW-jour, avec un seul pic de régulation sur ISO-NE

Les marchés annexes sont restés calmes, à l’image d’un mois stable. Les réserves day-ahead se sont toutes établies autour de 9 $/MW-jour, sous les niveaux de juin 2025 (13 à 14 $/MW-jour).

La régulation est un produit séparé, et c’est elle qui a généré le seul pic annexe du mois. La régulation temps réel a atteint en moyenne 9 $/MW-jour mais a bondi à 81 $/MWh le 11 juin, son maximum mensuel, lors de la vague de chaleur de mi-juin. Il s’agissait d’un événement de marché d’équilibrage, restant toutefois bien inférieur au pic de 198 $/MWh de juin 2025.

Perspectives

Juin a montré que la valeur BESS sur ISO-NE dépend des événements. Une seule heure de pénurie, comme en juin 2025, peut à elle seule porter l’écart du mois, ce qui signifie que ce sont les heures extrêmes, et non la journée type, qui déterminent l’année.

Aucun des épisodes de chaleur de ce mois de juin n’a généré de véritable heure de pénurie. La chaleur de mi-mois a fait grimper les prix sur trois jours et le dôme de chaleur de fin juin, qui a touché PJM et MISO, a à peine effleuré la Nouvelle-Angleterre. Sans heure de pénurie pour élargir le sommet, le léger pic du soir a constitué l’essentiel de ce qu’une batterie quatre heures pouvait capter.