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

PJM, MISO, NYISO et ISO-NE valorisent chacun la pile de manière différente. Sans une vue d’ensemble, il est facile de manquer pourquoi deux batteries ont enregistré 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 déterminer la stratégie d’un trader. Posez une question en anglais simple : Ko identifie la bonne table, écrit le SQL, interroge les données en direct et explique le résultat.

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

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

Modo Energy a intégré Ko à la pile de marché EI couvrant les quatre ISOs.

• Prévisions. Projections du scénario central de Modo sur les prix, la capacité, les revenus et les constructions : la couche prospective, jusqu’en 2050.
• La simulation de référence ME BESS. Simulation de dispatch toutes les 5 minutes et revenus par marché pour chaque ISO : la couche backtest pour le passé.
• Prix de l’énergie. Prix marginaux locaux nodaux et zonaux pour chaque ISO, day-ahead (horaire) et en temps réel (5 minutes).
• Réserves et régulation. Prix de compensation day-ahead et temps réel pour les produits auxiliaires de chaque ISO, y compris les résultats du marché de régulation PJM et les réserves dispatchées.
• Charge. 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, afin qu’un mouvement de prix puisse être relié à la marge.
• Données sur les centrales et générateurs. Inventaire des générateurs EIA-860 (capacité nominale, technologie, propriétaire, statut, localisation) et génération nette et consommation de combustible EIA-923.
• Références nœuds et zones. Listes 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 le SQL, interrogé les données et produit l’analyse. Tous les graphiques ont été reconstruits à partir de la même réponse de Ko.

Analystes marché : comparer les spreads entre ISOs

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 anticiper la veille. En valeur absolue, PJM a affiché la plus grande prime avec environ 155 $/MW-jour (temps réel 389 $/MW-jour contre day-ahead 234 $/MW-jour), reflétant l’ampleur du pic Mid-Atlantic.

En pourcentage, la prime d’ISO-NE était la plus forte à 83 % (temps réel 214 $ contre day-ahead 117 $). La Nouvelle-Angleterre est un marché étroit et contraint où une hausse inattendue de la demande entraîne des mouvements temps réel disproportionnés. MISO Indiana se situait 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.

Résultat :

Six mois après la refonte de la régulation d’octobre 2025, la régulation n’est plus un complément mais la principale composante du revenu 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 97 $/MWh, en baisse par rapport aux 104 $ d’avril mais 3,4 fois les 29 $/MWh de mai 2025. Avant la refonte, la flotte était en moyenne à 20 $/kW-mois ; après, elle atteint en moyenne 62 $/kW-mois.

À retenir pour les analystes : la régulation est l’ancre structurelle et doit être valorisée en priorité et en continu, tandis que l’arbitrage énergie dépend de la météo. La phase 2 de la refonte, prévue pour 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

Résultat :

Le choix de la zone est l’une des décisions de localisation les plus structurantes 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 (hausse de 124 %) et Washington DC (PEPCO) environ 614 $/MW-jour (hausse de 89 %).

La prime est structurelle. Des contraintes de transport persistantes entre les centres de charge 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 les 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.

Résultat :

Selon le scénario central de Modo, les trois marchés divergent fortement 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 la demande des data centers 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 alors que son file d’attente d’interconnexion se concrétise, puis retombe sous 5 $/kW-mois d’ici 2045 à mesure que l’offre dépasse la demande.

MISO reste dans la fourchette basse à moyenne avant de monter dans les années 2040. Pour une batterie 4h, le revenu de capacité équivaut 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 d’augmenter pendant près de deux décennies, même si une construction plus rapide ou une demande plus faible avancerait le pic. Les projets PJM, à l’inverse, doivent être mis en service avant le pic du début des années 2030.

Traders énergie : où saisir la valeur dès maintenant

Résultat :

MISO a connu deux pics de prix day-ahead distincts en février 2026. L’événement principal fut la tempête hivernale Fern du 1er au 2 février, lorsqu’une poussée de demande de chauffage dans le Midwest a coïncidé avec 11 000 à 13 300 MW de pannes thermiques forcées et une faible production éolienne. Le hub day-ahead a culminé à 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 pour le mois contre 31 à 33 dans le sud, soit un écart d’environ 20 $/MWh dû aux contraintes de réseau. Un second pic localisé le 24 février a brièvement porté le hub à 218 $/MWh alors que la moyenne journalière restait proche de 39. Les services auxiliaires ont évolué avec l’énergie : la régulation temps réel a compensé 94 $/MWh le 2 février.

Ko relie vos questions aux données temps réel de Modo Energy

À travers les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection, Ko passe d’une question aux données et analyses pertinentes plus vite qu’une recherche manuelle. La valeur est la plus évidente quand une question traverse plusieurs marchés ou plusieurs couches de revenus : Ko identifie la table, renvoie le résultat et explique la signification dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester une première réponse, à faire remonter les données sous-jacentes et à montrer où un examen plus approfondi est nécessaire.