L’engorgement du gaz en Nouvelle-Angleterre a transformé une vague de froid début février en événement de fiabilité. La production à partir de pétrole a bondi de 939 % sur un an pour atteindre 15 % du mix, les centrales à gaz n’ayant pas pu s’approvisionner en combustible.

Les prix day-ahead au Internal Hub, le point de référence des prix pour tout le système ISO-NE, ont dépassé 200 $/MWh pendant huit des neuf premiers jours. Les écarts TB4 (top-bottom) en temps réel à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 404 $/MW-jour, concentrés sur cette première période, ce qui aurait pu augmenter les revenus BESS.

Les prix sont retombés sous 70 $/MWh une fois les températures revenues à la normale, laissant la moyenne day-ahead à 126,09 $/MWh, soit une baisse de 3,3 % sur un an.

Points clés

• La production à partir de pétrole est passée à 15,0 % du mix contre 1,7 % un an plus tôt, illustrant clairement la contrainte sur les infrastructures gazières en Nouvelle-Angleterre.
• Les prix day-ahead au hub ont atteint en moyenne 126,09 $/MWh sur le mois, masquant un écart de 2,6 fois entre la première moitié (182 $/MWh) et la seconde moitié (70 $/MWh).
• Les spreads TB sur quatre heures day-ahead à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 257 $/MW-jour, en hausse de 6,1 % sur un an.
• En ajoutant les paiements de régulation et de capacité, le potentiel total de revenus BESS sur quatre heures à l’Internal Hub a atteint 54 $/kW-mois (1 800 $/MW-jour en moyenne).
• Le plus grand spread en temps réel sur quatre heures a été observé dans le Maine (434 $/MW-jour), bien que cette zone ait affiché les prix day-ahead les plus bas.

Quelle était l’ampleur de l’écart de prix ISO-NE en février ?

Huit des neuf premiers jours ont vu les prix day-ahead dépasser 200 $/MWh à l’Internal Hub, avec des prix temps réel atteignant 400,46 $/MWh le 2 février. La moyenne day-ahead est tombée à 70,10 $/MWh à partir du 15 février — la moyenne de la première moitié était 2,6 fois supérieure à celle de la seconde, un écart plus large que celui du MISO sur la même période (voir la référence mensuelle MISO février 2026).

Selon les zones, les moyennes mensuelles révèlent un gradient nord-sud influencé par la congestion :

La décote du Maine reflète la congestion nord-sud qui limite les exportations vers les centres de consommation du sud.

Pourquoi la production à partir de pétrole a-t-elle explosé, et qu’est-ce que cela a apporté au BESS ?

Le réseau gazier de la Nouvelle-Angleterre ne peut pas alimenter à la fois le chauffage et la production d’électricité lors de froids extrêmes. Le chauffage résidentiel a consommé la capacité des gazoducs début février, empêchant les centrales à gaz de s’approvisionner en combustible. Les centrales à pétrole ont pris le relais.

• Gaz naturel : 45,8 %, +5,5 % sur un an
• Nucléaire : 24,5 %, stable
• Pétrole : 15,0 % (2 064 MW en moyenne), contre 1,7 % un an plus tôt, concentré sur les deux premières semaines
• Éolien : 662 MW en moyenne (4,8 %), +18,6 % sur un an, mais part encore trop faible pour compenser la contrainte gazière aux heures de pointe

La production totale ISO-NE a augmenté de 19,6 % sur un an pour atteindre 9 225 GWh. Les unités à pétrole ont fixé le prix marginal lors des heures de pointe, découplant les prix de gros des fondamentaux du gaz et élargissant l’écart pointe/hors pointe qui alimente l’arbitrage BESS.

Dans quelle mesure les prix se sont-ils découplés du gaz ?

Henry Hub s’est établi à 3,60 $/MMBtu en moyenne. Dans la plupart des ISOs, la fourchette observée de 3,90 $/MMBtu se traduirait par 30-40 $/MWh de variation des prix électriques. En ISO-NE, Algonquin Citygate, principal point de livraison de gaz pour les centrales de Nouvelle-Angleterre, s’est découplé du Henry Hub et l’écart réel a été bien plus important.

Le 9 février, le taux de conversion implicite, calculé comme le prix day-ahead du hub divisé par le prix spot du gaz Algonquin Citygate, a atteint 66,4 MMBtu/MWh — plus de neuf fois celui d’une centrale à cycle combiné efficace — confirmant que le pétrole, et non le gaz, fixait le prix marginal. Fin février, les taux de conversion sont revenus à 13-20 MMBtu/MWh alors que le gaz passait sous 3,15 $/MMBtu et que les prix de l’électricité suivaient.

La capacité limitée des gazoducs depuis les Appalaches, qui provoque le découplage d’Algonquin Citygate par rapport à la référence nationale, est à la racine à la fois des pics de prix et de la hausse de la production à partir de pétrole.

Qu’est-ce qui a tiré la demande vers le haut et y a-t-il un potentiel BESS ?

La demande brute du système a atteint en moyenne 15 147 MW (+4,6 % sur un an), stimulée par le froid plutôt que par une croissance structurelle. La charge nette s’est établie à 14 363 MW en moyenne (+4,1 %). Le faible écart au pic solaire (environ 1 000 MW) confirme que l’opportunité BESS d’ISO-NE provient des pics de prix liés à la météo, et non de la « duck curve » solaire observée au Texas (ERCOT) ou en Californie (CAISO).

Les prix ont suivi une forme à double pic : un pic le matin dû au chauffage, un autre le soir, avec un creux modéré à la mi-journée, contrairement aux ISOs du sud.

Quelle a été l’ampleur des spreads BESS ?

Les spreads TB day-ahead au hub ont légèrement progressé sur un an :

Les prix élevés de février précédent ont limité ces gains. Les spreads temps réel sont restés stables sur un an (-0,5 % pour une heure, -1,6 % pour quatre heures). Le 9 février, les spreads temps réel sur quatre heures ont atteint 960 $/MW-jour. Neuf jours ont représenté la majeure partie du potentiel de revenus BESS du mois.

Rhode Island a affiché le spread day-ahead sur quatre heures le plus élevé à 263 $/MW-jour (+9,0 %), reflétant des conditions locales de l’offre et la demande plus tendues, favorables au BESS dans les poches de charge du sud de la Nouvelle-Angleterre. L’écart day-ahead/temps réel le plus large a été observé dans le Maine : le spread day-ahead le plus bas (238 $/MW-jour) mais le spread temps réel le plus élevé (434 $/MW-jour, +5,5 % sur un an). La congestion physique sur les corridors nord-sud crée une rareté en temps réel que la planification day-ahead n’anticipait pas. Les opérateurs BESS capables d’agir en temps réel pourraient capter cet écart.

Comment les services auxiliaires ont-ils été valorisés ?

L’arbitrage énergétique a dominé les revenus BESS en février. Une décharge de quatre heures le 9 février pouvait générer 960 $/MW-jour rien qu’avec les spreads TB, soit 29 fois le taux moyen TMSR.

Même à son pic du 2 février, le TMSR ne représentait que moins de 8 % de l’arbitrage du meilleur jour de spread. Les réserves restent marginales face aux spreads TB en hiver sur ISO-NE.

Perspectives

Les revenus dépendent des événements : quelques jours d’hiver peuvent déterminer la rentabilité annuelle. La participation temps réel est essentielle : les spreads sur quatre heures ont dépassé de 57 % le day-ahead au hub et de 82 % dans le Maine.

Les contraintes de transmission nord-sud se manifestent de façon imprévisible en temps réel, créant une rareté non anticipée par le marché day-ahead. Les zones congestionnées, en particulier le Maine, ont offert des rendements temps réel nettement supérieurs à ceux suggérés par les prix day-ahead.