Consolider et comparer les revenus des batteries à travers les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection n’est presque jamais 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 différemment. Sans une vision complète, il est facile de passer à côté des raisons pour lesquelles 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 temps réel et explique le résultat.

Ce guide présente cinq exemples concrets pour les analystes, les développeurs et les traders d’énergie. Pour chaque cas, nous montrons la requête, un graphique construit à partir des données retournées 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 avec la pile de marché EI couvrant les quatre ISOs.

• Prévisions. Les 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 et de revenus par marché toutes les 5 minutes et par ISO : 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 chaque produit annexe des ISOs, y compris les résultats du marché de régulation PJM et les réserves dispatchées.
• Demande. Demande réelle et en temps réel pour PJM, MISO, NYISO et ISO-NE.
• Production par type de combustible. Mix énergétique en temps réel et horaire pour les quatre ISOs, afin de relier tout mouvement de prix à la technologie marginale.
• Données sur les centrales et générateurs. Inventaire des générateurs EIA-860 (puissance nominale, technologie, propriétaire, statut, localisation) et génération nette et consommation de combustible EIA-923.
• Référentiel des nœuds et zones. Liste des nœuds, correspondances 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. 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 de marché : comparer les spreads entre ISOs

Résultat :

Dans les trois marchés, les spreads en temps réel ont dépassé les spreads day-ahead en mai 2026, confirmant que les pénuries liées à la météo sont systématiquement difficiles à prévoir la veille. En valeur absolue, PJM a affiché la prime la plus élevée 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 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 absolue, tandis qu’ISO-NE offre le plus grand avantage proportionnel.

Résultat :

Six mois après la refonte d’octobre 2025, la régulation n’est plus un complément mais bien la principale composante du revenu d’une 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 s’est compensée 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 atteignait en moyenne 20 $/kW-mois ; après, la moyenne est de 62 $/kW-mois.

À retenir pour les analystes : la régulation est l’ancrage structurel et doit être priorisée en continu, alors 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 dominait : 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. Les contraintes persistantes de transmission entre les centres de charge à l’est et la production à l’ouest accentuent l’écart de prix lors de chaque événement de pénurie. La vague de chaleur a sollicité ces contraintes exactement là où elles sont les plus restrictives. Les zones de l’ouest comme ComEd ont dégagé moins du tiers du spread de la Virginie.

Résultat :

Dans 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 autour de 2040-2045, poussé 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 au fur et à mesure de la mise en service des projets, puis chute sous les 5 $/kW-mois d’ici 2045 alors 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 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 accélération des constructions 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 d’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’un pic de demande de chauffage dans le Midwest a coïncidé avec 11 000 à 13 300 MW d’arrêts thermiques forcés et une faible production éolienne. Le hub 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 en moyenne 51 à 52 $/MWh sur 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 de pointe à 218 $/MWh tandis que la moyenne journalière restait proche de 39 $. Les services auxiliaires ont suivi l’énergie : la régulation temps réel s’est compensée à 94 $/MWh le 2 février.

Ko relie vos questions aux données temps réel de Modo Energy

Sur les quatre ISOs de l’Eastern Interconnection, Ko passe d’une question aux données et à l’analyse pertinentes plus rapidement qu’une recherche manuelle. La valeur est la plus évidente lorsqu’une question traverse plusieurs marchés ou plusieurs composantes de revenus : Ko identifie la table, retourne le résultat et en explique la signification dans le contexte. Ko ne remplace pas le jugement de l’analyste. Il aide à tester une première réponse, à faire ressortir les données sous-jacentes et à montrer où approfondir l’analyse.