​La Prévision de charge à long terme 2026 d’ISO-NE prévoit une augmentation de la charge nette de 36,8 %, passant de 117 TWh en 2026 à 160 TWh en 2046. Cette hausse de 43 TWh est le plus faible ajout absolu sur l’Eastern Interconnect, mais ces ajouts vont fondamentalement modifier la courbe de charge du système en Nouvelle-Angleterre.

Le pic hivernal dépasse le pic estival en 2036 selon le scénario central (prévision 50/50) et en 2035 selon le scénario de pic élevé (90/10). Les pompes à chaleur (PAC) ajoutent 12,4 GW au pic hivernal d’ici 2046, tandis que les véhicules électriques (VE) en ajoutent 5,9 GW supplémentaires. Les grandes charges, dont les centres de données, n’ajoutent que 132 MW.

Pour les BESS, la prévision de charge ouvre deux opportunités hivernales : la volatilité intrajournalière induite par les PAC et l’amplification des vagues de froid. Les PAC fonctionnent le plus lors des heures les plus froides (généralement le matin) et réduisent leur production lorsque les habitations sont chauffées. Les VE concentrent leur recharge dans des plages nocturnes définies. Cette combinaison accentue la forme des journées hivernales, qui prennent une allure à deux bosses, avec des rampes plus abruptes le matin et le soir que le profil hivernal relativement plat d’aujourd’hui. Un système à pic hivernal rend les vagues de froid plus contraignantes pour le réseau. Ces deux phénomènes favorisent le déploiement de batteries de courte à moyenne durée, réactives aux signaux de prix hivernaux.

Points clés à retenir

• Le pic de charge hivernal augmente de 84 % pour atteindre 38 GW en 2046, soit un TCAC de 3,1 %. Il s’agit d’un taux de croissance supérieur à celui de PJM, MISO ou NYISO. Les PAC représentent 72 % de la croissance nette du pic hivernal.
• Les grandes charges ne contribuent qu’à hauteur de 132 MW au pic d’ISO-NE en 2046, contre environ 35 GW pour PJM et 32 GW pour MISO.
• Le rapport CELT 2026 (Capacité, Énergie, Charges et Transmission) marque la deuxième révision consécutive à la baisse de la prévision de charge : la charge nette prévue pour 2033 est réduite de 11,5 % sur deux cycles.
• Le Massachusetts ajoute 7,5 GW au pic hivernal d’ici 2046, soit 44 % du total d’ISO-NE. Cependant, les états du nord connaissent les taux de croissance les plus rapides, menés par le Vermont avec une progression de 114 % du pic hivernal d’ici 2046.
• La croissance de la charge hivernale offrira aux BESS des opportunités accrues de revenus hivernaux grâce à une volatilité intrajournalière plus marquée et à l’intensification des vagues de froid.

ISO-NE introduit la plus faible nouvelle charge de toutes les ISO de l’Est, mais prévoit la transformation saisonnière la plus marquée

La charge nette annuelle d’ISO-NE augmente de 36,8 %, passant de 117 TWh en 2026 à 160 TWh en 2046, soit un TCAC de 1,58 %. Chaque ISO voisine ajoute plus de charge : NYISO ajoute 45 TWh, PJM ajoute 811 TWh, et MISO ajoute 426 TWh. La croissance de PJM et MISO provient d’ajustements de grandes charges. Celle du NYISO s’explique par un mélange d’électrification et de grandes charges. L’électrification du chauffage et des transports représente 107 % de la croissance de la charge d’ISO-NE (après réduction de la charge brute par le solaire derrière le compteur), soutenue par les objectifs politiques des états.

En 2046, ISO-NE n’ajoute que 132 MW de grandes charges. À titre de comparaison, PJM ajoute 75 GW de pic de grandes charges d’ici 2046, MISO 32 GW et NYISO 2,3 GW. Les ajouts de grandes charges d’ISO-NE sont donc marginaux par rapport aux autres ISO de l’Est. La Nouvelle-Angleterre a suscité peu d’intérêt de la part des développeurs de centres de données à grande échelle en raison du coût élevé de l’électricité et d’un environnement local restrictif. Plusieurs parlements d’états ont proposé des lois pour limiter leur développement (Maine LD 307, New Hampshire HB 1265, Vermont S.205).

Le pic hivernal dépasse le pic estival en 2036 selon le scénario central, 2035 selon le scénario de pic élevé

Bien qu’ISO-NE ajoute la plus faible charge de toutes les ISO de l’Est, son système devient le plus rapidement centré sur l’hiver. Le pic net hivernal grimpe de 84 % pour atteindre 37,6 GW en 2046, soit un TCAC de 3,1 %. En 2046, le pic hivernal dépasse celui de l’été de 21 % selon le scénario central et de 28 % selon le scénario de pic élevé, atteignant plus de 42 GW—presque le double du pic hivernal de 2026.

Les pompes à chaleur expliquent 72 % de la croissance du pic hivernal, les centres de données 0,8 %

Le pic net hivernal d’ISO-NE augmente de 17,1 GW entre 2026 et 2046. Les PAC ajoutent 12,4 GW et les VE 5,9 GW ; la demande de base et les compensations derrière le compteur ne réduisent le total brut que de 0,7 GW, en raison de la moindre performance du photovoltaïque en hiver. En hiver, la demande de base diminue principalement grâce aux gains d’efficacité énergétique.

La croissance du pic estival n’est pas liée à l’électrification du chauffage. La demande de base (y compris la climatisation) en est le principal moteur et les PAC y contribuent à peine, car elles servent principalement au chauffage, pas à la climatisation.

La prévision de charge en Nouvelle-Angleterre repose sur six composants (croissance de base, VE, PAC, grandes charges, photovoltaïque derrière le compteur (PV) et BESS derrière le compteur), prolongeant l’horizon de 10 ans du rapport CELT 2026 jusqu’en 2046.

Les révisions à la baisse de l’adoption de l’électrification dans ISO-NE réduisent la prévision de charge, mais le rythme reste ambitieux

Comme les PAC et les VE portent la demande projetée, la prévision dépend d’une adoption massive. ISO-NE a révisé les deux à la baisse lors des derniers cycles, mais même ainsi, le rythme reste soutenu.

La contribution annuelle des VE à la charge en 2033 a chuté de près de 70 % sur les trois dernières prévisions de charge. L’expiration du crédit d’impôt fédéral pour VE en septembre 2025 et la baisse des ventes de VE expliquent cette tendance.

Les révisions concernant les PAC montrent un report de l’adoption avec une légère baisse à long terme. La contribution annuelle des PAC à la charge a diminué de 37 % entre le CELT 2024 et 2026. Cependant, la contribution des PAC au pic hivernal diminue moins. Le pic hivernal des PAC en 2030 a baissé de 20 % sur trois cycles, tandis que l’horizon lointain a été prolongé d’un an. Globalement, le déploiement des PAC est réduit à court terme et repoussé à plus long terme.

Le Massachusetts contribue le plus à la hausse du pic hivernal d’ici 2046, mais le Vermont et le Maine progressent plus vite

Le Massachusetts ajoute 7,5 GW de pic hivernal net d’ici 2046, soit 44 % des 17,1 GW ajoutés dans l’ensemble d’ISO-NE. Le Connecticut arrive en deuxième position avec 3,3 GW ; les autres états se partagent le reste.

En termes de taux de croissance, l’ordre s’inverse. Le Vermont double presque son pic hivernal (+114 %). Le Maine atteint +108 %. Les deux plus grandes zones, le Connecticut et le nord-est du Massachusetts, n’augmentent que de 69 %, soit la progression la plus lente du système.

La géographie du chauffage explique en partie ces différences de taux de croissance. Les états les plus au nord (Vermont, Maine et New Hampshire) connaissent des hivers plus froids, avec davantage de besoins de chauffage résidentiel à électrifier. La région de Boston (NEMA), plus dense et plus commerciale, part d’un pic déjà élevé et dispose de moins de marge pour l’électrification du chauffage.

L’opportunité BESS : les PAC créent une volatilité hivernale intrajournalière

La prévision de charge d’ISO-NE modifie la fenêtre de dispatch hivernale tout en augmentant le pic absolu, en raison des profils horaires induits par les PAC et les VE. On prévoit que les journées d’hiver auront une forme à deux bosses avec des rampes de plus en plus abruptes le matin et le soir.

Pour le stockage, ces rampes abruptes sont un signal. Un profil hivernal plus plat offre peu d’opportunités d’arbitrage intrajournalier. La forme à double pic offre plus d’opportunités d’arbitrage énergétique pour une batterie à déploiement rapide, contrairement au profil historique d’ISO-NE en hiver.

Les vagues de froid prolongées dans un système à pic hivernal amplifient encore les signaux de prix issus de ces rampes. Ces événements génèrent la majorité des revenus BESS hivernaux actuels. Février 2026 en a été l’exemple le plus clair récemment : les contraintes sur les gazoducs ont poussé la production à base de fioul à la hausse. En conséquence, les spreads TB4 à l’Internal Hub ont atteint en moyenne 404 $/MW-jour durant la vague de froid.

Pour capter cette volatilité, il faut disposer de capacité disponible lors des rampes. Les actifs entièrement chargés avant le pic du matin et rechargés avant la fenêtre du soir sont idéalement placés pour se déployer dans les intervalles les plus rémunérateurs.