Consolider et comparer les revenus des batteries à travers les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection n’est jamais simple. Contrairement à ERCOT, un marché basé uniquement sur l’énergie, la région ajoute des paiements de capacité aux revenus d’énergie et de réserves. Ko regroupe ces ensembles de données dans le Terminal.

PJM, MISO, NYISO et ISO-NE valorisent chacun la pile de revenus différemment. Sans une vue d’ensemble, il est facile de passer à côté des raisons pour lesquelles deux batteries ont obtenu des résultats très différents la même semaine.

Ko peut classer les spreads entre marchés, tester où et quand construire, et identifier les causes des pics de prix pour affiner la stratégie d’un trader. Posez une question en anglais simple : Ko identifie la bonne table, rédige la requête SQL, interroge les données en temps réel et explique le résultat.

Ce guide présente cinq exemples détaillés pour les analystes, développeurs et traders d’énergie. Pour chaque cas, nous montrons la question posée, un graphique construit à partir des données renvoyées par Ko, et l’analyse générée par Ko.

Démarrez gratuitement avec Ko ici.

À quelles données de l’Eastern Interconnection Ko a-t-il accès ?

Modo Energy a intégré Ko à la pile de marchés EI pour les quatre ISOs.

• Prévisions. Scénario central de Modo sur les prix, la capacité, les revenus et les mises en service : la couche prospective, jusqu’en 2050.
• Simulation de référence ME BESS. Simulation de dispatch et de revenus toutes les 5 minutes par marché et par ISO : la couche backtest du passé.
• Prix de l’énergie. Prix marginaux nodaux et zonaux pour chaque ISO, day-ahead (horaire) et temps réel (5 minutes).
• Réserves et régulation. Prix de compensation day-ahead et temps réel pour chaque produit auxiliaire de chaque ISO, y compris les résultats du marché de régulation PJM et les réserves activées.
• Consommation. Demande réelle et en temps réel pour PJM, MISO, NYISO et ISO-NE.
• Production par type de combustible. Mix de production en temps réel et horaire pour les quatre ISOs, permettant de remonter à la cause d’un mouvement de prix.
• Données sur les centrales et générateurs. Inventaire EIA-860 (capacité nominale, technologie, propriétaire, statut, localisation) et génération nette et utilisation de combustible EIA-923.
• Références nœuds et zones. Liste des nœuds, correspondance nœud-zone et cartographie des sous-zones de réserve.

Les exemples ci-dessous ont été produits en posant des questions à Ko sur cette pile de données. Ko a généré la requête SQL, interrogé les données et produit l’analyse. Tous les graphiques ont été reconstruits à partir de la même réponse de Ko.

Analystes de marché : comparer les spreads entre ISOs

1. Sur PJM, MISO et ISO-NE, à quel point les spreads 4h top-bottom en temps réel étaient-ils plus larges que ceux day-ahead en mai 2026 ? Où le premium temps réel était-il le plus élevé ?

Résultat :

Dans les trois marchés, les spreads temps réel ont dépassé les spreads day-ahead en mai 2026, confirmant que la rareté liée à la météo est systématiquement difficile à prévoir un jour à l’avance. En valeur absolue, PJM a affiché le premium le plus élevé à environ 155 $/MW-jour (temps réel 389 $/MW-jour contre day-ahead 234 $/MW-jour), reflétant l’ampleur du pic Mid-Atlantic.

En pourcentage, le premium d’ISO-NE était le plus marqué à 83 % (temps réel 214 $ contre day-ahead 117 $). La Nouvelle-Angleterre est un marché étroit et contraint où une hausse de la demande inattendue provoque de forts mouvements en temps réel. MISO Indiana se situe entre les deux à 60 % (temps réel 218 $/MW-jour contre day-ahead 136 $/MW-jour). Pour les analystes, PJM est le marché temps réel le plus rémunérateur en valeur absolue, tandis qu’ISO-NE offre le plus grand avantage proportionnel.

2. Sur PJM, comment une batterie 4 heures doit-elle répartir entre régulation et arbitrage énergie en mai 2026, et quel est le prix de compensation de la régulation ?

Résultat :

Six mois après la refonte de la régulation d’octobre 2025, la régulation n’est plus un complément mais la principale source de revenus d’une batterie BESS. En mai 2026, la pile modélisée pour une batterie 4h était de 73 $/kW-mois : régulation 56 $/kW-mois (77 %), arbitrage énergie temps réel 12 $/kW-mois (16 %) et capacité 5 $/kW-mois (7 %). La régulation a compensé à 97 $/MWh, en baisse par rapport aux 104 $ d’avril mais 3,4 fois le niveau de mai 2025 (29 $/MWh). Avant la refonte, la flotte moyenne était autour de 20 $/kW-mois ; après, la moyenne est d’environ 62 $/kW-mois.

À retenir pour les analystes : la régulation est l’ancrage structurel et doit être priorisée en continu, tandis que l’arbitrage énergie dépend de la météo. La phase 2 de la refonte, prévue en octobre 2026, séparera le signal en produits régulation-haut et régulation-bas (RegUp et RegDown), ce qui pourrait redistribuer les prix de compensation.

Développeurs : où construire, et quand avec Ko

3. Au sein de PJM, comment la zone de raccordement modifie-t-elle le spread top-bottom temps réel d’une batterie 4h ? Classement des zones pour mai 2026.

Résultat :

Le choix de la zone est l’une des décisions de localisation les plus déterminantes dans PJM. En mai 2026, le Mid-Atlantic domine : la Virginie (DOM) a dégagé un spread top-bottom temps réel d’environ 916 $/MW-jour, en hausse de 118 %, soit près de quatre fois la Pennsylvanie (PPL) à environ 232 $/MW-jour. Baltimore (BGE) a atteint environ 631 $/MW-jour (+124 %) et Washington DC (PEPCO) environ 614 $/MW-jour (+89 %).

Le premium est structurel. Des contraintes persistantes sur le réseau entre les centres de consommation à l’est et la production à l’ouest accentuent la séparation des prix à chaque épisode de rareté. La vague de chaleur a sollicité ces contraintes exactement là où elles sont les plus fortes. Les zones ouest comme ComEd ont dégagé moins d’un tiers du spread de la Virginie.

4. D’après les prévisions de Modo, comment les prix de capacité NYISO, PJM et MISO divergent-ils jusqu’en 2050 et quelles implications pour le choix de localisation ?

Résultat :

Selon le scénario central de Modo, les trois marchés divergent nettement à partir du milieu des années 2030. NYISO est multiplié par quatre, passant d’environ 6 $/kW-mois aujourd’hui à un pic proche de 24 à 25 $/kW-mois vers 2040-2045, tiré par les centres de données et l’électrification dans l’un des environnements de construction les plus contraints des États-Unis. PJM atteint un pic plus tôt, vers 2030-2033, autour de 18 à 21 $/kW-mois, puis retombe sous 5 $/kW-mois d’ici 2045, l’offre dépassant la demande.

MISO reste stable dans la fourchette basse à moyenne avant de progresser dans les années 2040. Pour une batterie 4h, le revenu de capacité correspond à peu près au prix de compensation multiplié par la capacité qualifiée jusqu’en 2029.

Les zones sud de NYISO dégagent déjà un record de 32,6 $/kW-mois pour l’été 2026, et dans le scénario central ce flux continue de croître pendant près de deux décennies, même si une construction plus rapide ou une demande plus faible pourrait avancer le pic. Les projets PJM, au contraire, doivent être mis en service avant le pic du début des années 2030.

Traders d’énergie : où capturer la valeur dès maintenant

5. Pourquoi y a-t-il eu un pic de prix sur MISO en février 2026 ? Identifier le pic et ses causes.

Résultat :

MISO a connu deux pics de prix day-ahead distincts en février 2026. L’événement principal fut la tempête hivernale Fern les 1er et 2 février, lorsqu’une forte demande de chauffage dans le Midwest a coïncidé avec 11 000 à 13 300 MW d’indisponibilités thermiques et une faible production éolienne. Le pic day-ahead a atteint 217 $/MWh le 2 février, et le temps réel à Indiana Hub a dépassé 1 100 $/MWh.

Les hubs nord ont affiché une moyenne de 51 à 52 $/MWh sur le mois contre 31 à 33 au sud, soit un écart d’environ 20 $/MWh lié aux contraintes de transmission. Un second pic localisé le 24 février a brièvement fait monter le hub à 218 $/MWh, tandis que la moyenne journalière restait autour de 39 $. Les services auxiliaires ont suivi l’énergie : la régulation temps réel a compensé à 94 $/MWh le 2 février.

Ko relie vos questions aux données Modo Energy en temps réel

Sur les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection, Ko passe d’une question aux données et à l’analyse pertinentes plus rapidement qu’une démarche manuelle. La valeur ajoutée est la plus claire lorsqu’une question croise plusieurs marchés ou plusieurs sources de revenus : Ko identifie la table, retourne le résultat et explique sa signification dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester la première réponse, exposer les données sous-jacentes et indiquer où approfondir l’analyse.