La publication des prévisions ISO-NE de septembre inclut trois scénarios. En plus du scénario central, Modo Energy a ajouté un scénario Renouvelables Élevés et un scénario Faible Demande afin de refléter différentes visions de l'évolution possible du marché ISO-NE.

Une batterie de quatre heures en ISO-NE génère 106 000 $/MW/an dans le scénario central, en moyenne sur les huit zones et la période 2027 à 2049. Le scénario Renouvelables Élevés porte ce chiffre à 109 000 $/MW/an, élargissant les écarts TB4 de l’ISO-NE de 7 % et plus que doublant la flotte de batteries à 8,0 GW d’ici 2049. Le scénario Faible Demande réduit le chiffre à 99 000 $/MW/an, comprimant les écarts TB4 de 6 % et maintenant les prix de capacité du système en moyenne 24 % en dessous du scénario central entre 2036 et 2040.

Points clés à retenir

• Les écarts TB4 de l’ISO-NE augmentent dans les années 2030 dans les trois scénarios. En moyenne, ils passent d’environ 60 000 $/MW/an en 2027 à un pic de 112 000 $/MW/an entre 2038 et 2040, puis redescendent à 88 000 $/MW/an d’ici 2049.
• Le scénario Renouvelables Élevés augmente en moyenne les écarts TB4 de 7 % et jusqu’à 16 % en 2034, le gaz plus cher maintenant le pic du soir élevé et le solaire supplémentaire creusant davantage le creux de la mi-journée. Sa flotte de batteries atteint 8,0 GW d’ici 2049 contre 3,4 GW dans le scénario central.
• Le scénario Faible Demande réduit en moyenne les écarts TB4 de 6 % et jusqu’à 15 % en 2032, l’écart se refermant d’ici 2044 à mesure que la construction de batteries ralentit. Ses prix de capacité sont en moyenne 24 % inférieurs au scénario central sur 2036 à 2040, puis terminent 4 % au-dessus du central, le scénario ajoutant 4,6 GW de gaz en moins.
• Les prix de capacité augmentent en hiver et restent stables en été dans chaque scénario. Dans le scénario central, le prix hivernal grimpe de 117 $/MW-jour en 2028 à 579 $/MW-jour en 2041, tandis que l’été reste sous 190 $/MW-jour sur toute la période.

Hypothèses des trois scénarios

Le scénario central s’appuie sur la prévision de charge publiée par ISO-NE et la courbe de base du gaz Henry Hub de Modo. Les coûts de construction des nouvelles capacités suivent la trajectoire modérée de l’Annual Technology Baseline (ATB) du National Renewable Energy Laboratory, tandis que le stockage seul suit la trajectoire avancée.

Le scénario Renouvelables Élevés utilise la même prévision de demande mais prend les coûts d’investissement éolien et solaire de la trajectoire avancée de l’ATB. Il augmente aussi les prix du gaz et du charbon de 10 % par rapport au central et réduit de 10 % le plafond annuel de construction de gaz pour refléter une offre de turbines plus contrainte et des permis plus difficiles à obtenir.