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

Les prix day-ahead au Internal Hub, 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 période d’ouverture, ce qui aurait pu augmenter les revenus des BESS.

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

Points clés à retenir

• La production à partir du fioul a bondi à 15,0 % du mix contre 1,7 % un an plus tôt, signalant clairement l’engorgement de l’infrastructure gazière en Nouvelle-Angleterre.
• Les prix day-ahead au hub ont atteint en moyenne 126,09 $/MWh sur le mois, masquant un écart de 2,6x entre la première moitié (182 $/MWh) et la seconde (70 $/MWh).
• Les écarts 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 (soit 1 800 $/MW-jour en moyenne).
• L’écart le plus élevé sur quatre heures en temps réel a été observé dans le Maine (434 $/MW-jour), malgré la zone ayant les prix day-ahead les plus bas.

Quelle ampleur pour 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 en 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 étant 2,6 fois supérieure à celle de la seconde, un écart plus large que celui observé au MISO sur la même période (voir la référence mensuelle MISO février 2026).

Entre les zones, les moyennes mensuelles révèlent un gradient nord-sud dicté 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 du fioul a-t-elle explosé, et qu’a-t-elle apporté aux BESS ?

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

• Gaz naturel : 45,8 %, +5,5 % sur un an
• Nucléaire : 24,5 %, stable
• Fioul : 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, atteignant 9 225 GWh. Les unités fioul ont fixé le prix marginal aux heures de pointe, découplant les prix de gros des fondamentaux gaziers et élargissant l’écart pointe/creux qui alimente l’arbitrage BESS.

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

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

Le 9 février, le taux de conversion thermique implicite, calculé comme le prix day-ahead au hub divisé par le prix spot du gaz à Algonquin Citygate, a atteint 66,4 MMBtu/MWh — plus de neuf fois celui d’une centrale à cycle combiné efficace — confirmant que c’est le fioul, et non le gaz, qui fixait le prix marginal. Fin février, les taux se sont stabilisés entre 13 et 20 MMBtu/MWh alors que le gaz est passé sous 3,15 $/MMBtu et que les prix de l’électricité ont suivi.

La capacité limitée des gazoducs depuis les Appalaches, qui a provoqué le découplage d’Algonquin Citygate du benchmark national, est la cause principale à la fois des pics de prix et de la flambée de la production fioul.

Qu’est-ce qui a fait grimper la demande et existe-t-il un potentiel BESS ?

La demande brute du système a atteint en moyenne 15 147 MW (+4,6 % sur un an), portée par le froid plutôt que par une croissance structurelle. La charge nette s’est établie à 14 363 MW (+4,1 %). L’étroitesse de l’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 courbe « canard » solaire observée à l’ERCOT ou au CAISO.

Les prix ont suivi un schéma à double pic : pics matinaux liés au chauffage et pics du soir, encadrant une faible dépression en milieu de journée comparé aux ISO du sud.

Quelle a été l’ampleur des spreads BESS ?

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

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

Le Rhode Island a affiché le plus haut spread day-ahead sur quatre heures à 263 $/MW-jour (+9,0 %), reflétant des conditions locales plus tendues qui favorisent les 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 programmation day-ahead n’anticipait pas. Les opérateurs BESS capables de s’ajuster en temps réel auraient capté cet écart.

Comment les services système ont-ils été valorisés ?

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

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

Perspectives

Les revenus dépendent des événements : quelques jours d’hiver peuvent déterminer la rentabilité annuelle. La participation en 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 manière imprévisible lors du dispatch temps réel, créant une rareté que le marché day-ahead n’anticipe pas pleinement. Les zones congestionnées, en particulier le Maine, ont offert des retours en temps réel nettement supérieurs à ceux suggérés par le day-ahead.