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 basé uniquement sur l’énergie, la région ajoute des paiements de capacité en plus de l’énergie et des 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 vision complète, il est facile de passer à côté des raisons pour lesquelles deux batteries ont affiché 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, rédige la requête SQL, interroge les données en temps réel et explique le résultat.

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

Démarrez gratuitement avec Ko ici.

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

Modo Energy a intégré Ko avec la pile de marché EI sur les quatre ISOs.

• Prévisions. Les projections du scénario central de Modo sur les prix, la capacité, les revenus et le développement : la couche prospective, jusqu’en 2050.
• La simulation de référence ME BESS. Simulation de dispatch et de revenus toutes les 5 minutes par ISO et par marché : la couche de backtest pour le 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 les produits auxiliaires de chaque ISO, y compris les résultats du marché de régulation PJM et les réserves activées.
• 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, permettant de relier un mouvement de prix à la technologie marginale.
• Données sur centrales et générateurs. Inventaire EIA-860 (capacité nominale, technologie, propriétaire, statut, localisation) et EIA-923 (production nette et utilisation de combustible).
• Référentiel nœuds et zones. Listes de nœuds, correspondances nœud-zone et cartographie des sous-zones de réserve.

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

Analystes marchés : 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 prévoir la veille. En valeur absolue, PJM a affiché la plus forte prime 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, 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 de la demande inattendue provoque de fortes variations 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, tandis qu’ISO-NE offre l’avantage proportionnel le plus élevé.

Résultat :

Six mois après la refonte de la régulation d’octobre 2025, la régulation n’est plus un complément mais la composante principale des revenus 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 plus que les 29 $/MWh de mai 2025. Avant la refonte, la flotte affichait en moyenne 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 pour octobre 2026, séparera le signal en produits distincts regulation-up et regulation-down (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 déterminantes dans PJM. En mai 2026, la région Mid-Atlantic domine : la Virginie (DOM) a atteint 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 %).

La prime est structurelle. Des contraintes de transmission persistantes entre les centres de charge à l’est et la production à l’ouest élargissent la séparation des prix à chaque épisode de rareté. La vague de chaleur a accentué ces contraintes exactement là où elles sont les plus critiques. 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 quadruple environ, passant de 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 un environnement de construction très contraint. 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 à mesure que l’offre dépasse la demande.

MISO reste dans une fourchette basse à moyenne avant de progresser dans les années 2040. Pour une batterie 4h, le revenu de capacité équivaut environ 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, bien qu’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 se trouve la valeur à capter maintenant

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 pointe de demande de chauffage au Midwest a rencontré 11 000 à 13 300 MW d’arrêts forcés de centrales thermiques et une faible production éolienne. Le pic day-ahead au hub a atteint 217 $/MWh le 2 février, et le temps réel à Indiana Hub a dépassé 1 100 $/MWh.

Les hubs nord ont affiché en moyenne 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 transmission. 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 atteint 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 analyses pertinentes plus rapidement que la méthode manuelle. La valeur ajoutée est la plus visible lorsqu’une question concerne plusieurs marchés ou plusieurs composantes de revenus : Ko identifie la table, retourne le résultat et explique ce que cela signifie dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester la première réponse, à faire remonter les données sous-jacentes et à pointer là où une analyse plus poussée est nécessaire.