L’hiver, tout comme en février, a déterminé les prix dans l’ISO-NE, et non les indisponibilités de production. Une vague de froid tardive a fait chuter les températures nocturnes sous les moins 5 degrés Fahrenheit dans le nord de la Nouvelle-Angleterre durant la première semaine de mars. La demande de chauffage résidentiel a afflué sur le même réseau de gazoducs contraints qui alimente la production d’électricité. Les prix day-ahead (DA) ont grimpé à 110 $/MWh le 2 mars alors que la moyenne DA du Hub Interne s’est établie à 46,96 $/MWh, stable sur un an. Les prix en temps réel (RT) ont atteint en moyenne 47,60 $/MWh, soit une hausse de 4,4 %.

Les écarts top-bottom ont augmenté dans toutes les zones, avec un spread RT sur quatre heures atteignant 292 $/MW-jour dans le Maine, soit +36,8 % sur un an. L’éolien a progressé de 38 % tandis que le gaz naturel est tombé à 48 % du mix. Le benchmark de février racontait la même histoire, mais avec une intensité supérieure.

Points clés à retenir

• L’écart top-bottom RT sur quatre heures du Hub Interne a atteint 278 $/MW-jour (+31 % sur un an). L’écart DA-RT de 133 $/MW-jour serait exploitable par les opérateurs disposant d’une capacité de dispatch en temps réel.
• Le gaz naturel est tombé à 48 % du mix de production tandis que l’éolien a progressé de 38 % sur un an pour atteindre 754 MW, accentuant les rampes du matin et du soir ciblées par les opérateurs de BESS.
• La première semaine a affiché une moyenne DA de 69 $/MWh (1,7 fois la moyenne à partir du 8 mars), avec un pic journalier de 110 $/MWh le 2 mars et un sommet RT de 225 $/MWh le 6 mars.
• Le taux de capture de l’éolien est tombé à 97 % contre 101 % en mars 2025, en cohérence avec un volume croissant décalé sur des heures à prix plus bas.
• Les prix de réserve ont grimpé lors de la vague de froid (réserve tournante dix minutes à 39,62 $/MWh le 2 mars, capacité de régulation à 55,79 $/MWh le 3 mars) mais sont restés une fraction marginale du revenu.

La première semaine a affiché 69 $/MWh DA avant que les prix ne repassent sous 50 $

Le front froid arrivé le 1er mars a resserré l’approvisionnement en gaz sur le réseau Algonquin pendant environ cinq jours. Le 2 mars a enregistré la moyenne DA journalière la plus élevée à 110 $/MWh ; le marché RT a suivi un jour plus tard, le 3 mars, avec une moyenne de 118 $/MWh. Le décalage d’une journée entre les pics DA et RT est typique des événements liés à la météo. Dès la deuxième semaine, les prix sont passés sous 50 $/MWh la plupart des jours restants.

La moyenne DA de la première semaine, à 69 $/MWh, était 1,7 fois supérieure à la moyenne de 41 $/MWh à partir du 8 mars. Une batterie quatre heures captant ce spread sur la première semaine aurait engrangé la majeure partie de son rendement de mars sur ces cinq jours.

Les prix zonaux ont suivi la tendance du système avec une divergence notable. Le sud-est du Massachusetts (SEMASS) a affiché la moyenne DA la plus élevée à 47,59 $/MWh, tandis que le Maine était la zone la moins chère à 44,17 $/MWh DA. Le Maine, situé du côté contraint des goulots d’étranglement nord-sud, affiche la plus forte pénétration éolienne de la région. Cette contrainte pèse sur le prix DA du Maine car le marché DA programme les importations hors de la zone.

Prix en temps réel à travers l’ISO-NE

Le profil horaire des prix RT a culminé à 71 $/MWh à 7h (heure 7) et est tombé à 26 $/MWh à 13h (heure 13) alors que le solaire remplaçait le gaz. Les prix RT sont allés de -119 $/MWh dans le Vermont (heure 14 le 25 mars) à 225 $/MWh (heure 5 le 6 mars). Au total, 35 intervalles horaires ont enregistré des prix RT négatifs, concentrés entre 10h et 16h à la fin mars.

À des prix négatifs, le cycle de charge devient lui-même une source de revenu. Les 35 intervalles à prix négatif en fin de mois ont étendu les fenêtres de gains BESS au-delà des rampes du matin et du soir.

Comment ces écarts ont-ils varié à travers l’ISO-NE ?

Au Hub Interne, l’écart DA top-bottom sur quatre heures a atteint en moyenne 146 $/MW-jour, en hausse de 12,7 % sur un an. L’écart RT sur quatre heures a atteint 278 $/MW-jour, en hausse de 30,9 %. L’écart DA-RT de 133 $/MW-jour profite aux opérateurs disposant de capacités de dispatch en temps réel pour arbitrer les contraintes de pipeline.

Le Maine a enregistré à la fois le plus grand écart RT absolu à 292 $/MW-jour et la plus forte progression annuelle à 36,8 %. Le Vermont arrive en deuxième position avec +33 %, atteignant 277 $/MW-jour. Côté DA, le Maine affiche 149 $/MW-jour (+13,1 %). Le Connecticut a eu l’écart DA sur quatre heures le plus bas à 139 $/MW-jour, mais progresse tout de même de 13,4 % sur un an.

La hausse régulière sur un an dans toutes les zones confirme que la vague de froid du début du mois a élargi les spreads à l’échelle du système. Le classement zonal est persistant : le Maine et le Vermont restent en tête mois après mois car leur position en aval des goulots d’étranglement de transmission amplifie la volatilité RT. Ce schéma est structurel et ne changera pas sans un développement majeur du réseau.

Comment le mix de production de l’ISO-NE a-t-il évolué en mars ?

Le gaz naturel a fourni en moyenne 5 367 MW, soit 47,8 % de la production totale, en baisse de 6,1 % sur un an. Le nucléaire est resté stable à 3 356 MW (29,9 %), assurant un socle de base qui empêche l’effondrement des prix nocturnes même avec la montée de l’éolien.

L’éolien s’est démarqué dans l’ISO-NE. La production moyenne a augmenté de 38 % à 754 MW, atteignant 6,7 % du mix. Le taux de capture de l’éolien (rapport du prix moyen pondéré par la production au prix moyen pondéré dans le temps) est tombé à 97 % contre 101 % en mars 2025. À mesure que le parc éolien terrestre de la Nouvelle-Angleterre s’agrandit, davantage de production se retrouve la nuit et en milieu de journée, lorsque la demande est plus faible et les prix plus doux. Le solaire a contribué à hauteur de 182 MW (1,6 %). L’hydroélectricité a fourni 972 MW, soit 8,7 %.

La production à partir de fioul a été négligeable à 15 MW (0,1 %), à l’inverse de février où les vagues de froid avaient poussé les unités au fioul dans le merit order. La hausse de la part de l’éolien et la baisse du gaz accentuent les rampes du matin et du soir, élargissant les fenêtres d’arbitrage ciblées par les opérateurs BESS.

Les revenus de réserve sont restés marginaux face à l’arbitrage énergétique dans l’ISO-NE

L’ISO-NE co-optimise énergie et réserves. Les prix ont grimpé lors de la vague de froid du début mars, mais se sont maintenus à des niveaux modérés en moyenne.

Tous les produits de réserve ont augmenté de 50 à 70 % sur un an, sous l’effet de la vague de froid de début mars : la réserve tournante dix minutes a atteint en moyenne 14 $/MWh contre 9 $/MWh en mars 2025, et la capacité de régulation a progressé de 63 %. La réserve d’énergie à terme fait exception, en baisse de 61 %.

Un opérateur BESS cumulant la régulation à l’énergie ajouterait quelques points de pourcentage à ses rendements mensuels. Aux prix actuels, cela reste insuffisant pour justifier un cas marchand pur.

Perspectives

Mars a confirmé que la valeur BESS dans l’ISO-NE reste liée aux événements : cinq jours de froid ont généré la majeure partie de la valeur des spreads, et février avait déjà montré le même phénomène avec une amplitude supérieure.

Les conditions structurelles sont durables. Les contraintes sur les gazoducs, les goulots d’étranglement nord-sud et la croissance du parc éolien sont des caractéristiques persistantes en Nouvelle-Angleterre. À mesure que la production éolienne augmente et que son taux de capture baisse, la baisse des prix en milieu de journée et la multiplication des heures à prix négatif élargissent la fenêtre de charge. Côté décharge, la rareté lors des rampes du soir et les hausses du spread gaz lié à la météo maintiennent des spreads élevés. Pour les opérateurs, le Maine offre la charge DA la moins chère de la région à 44,17 $/MWh et le spread RT le plus large à 292 $/MW-jour, une combinaison unique parmi toutes les zones.