​NYISO prévoit une hausse de 55,8 % de la demande annuelle d'énergie, passant de 152 à 238 TWh au cours des 25 prochaines années. Mais, sous de nombreux aspects, le taux de croissance importe moins que la forme qu'il prend.

Trois moteurs en sont responsables, chacun transformant le réseau de manière différente :

• L’électrification des bâtiments accentue la pression sur le réseau en hiver dans un système historiquement marqué par des pointes estivales, avec la majorité des nouvelles charges concentrées dans le sud de l’État.
• Les véhicules électriques (VE) concentrent la recharge entre 22h et 3h du matin, générant la plus forte variation de charge intrajournalière et prolongeant les périodes de tension du réseau pendant la nuit.
• Les grandes charges présentent des profils de demande stables, contribuant principalement à la charge de base dans les zones du nord de l’État.

Pour le stockage d'énergie par batterie, ces évolutions se cumulent. Le modèle de prévision de la demande de Modo Energy prévoit une extension des fenêtres de revenus pour les BESS sur plusieurs axes : une seconde saison de pointe en hiver, des rampes intrajournalières plus abruptes et des périodes de décharge soutenue plus longues la nuit.

Partie 1 : Les scénarios de prévision du NYISO reposent sur une série d’hypothèses

NYISO calcule un scénario de référence et deux scénarios de sensibilité avec une demande plus élevée et plus faible.

Les scénarios partagent des hypothèses similaires concernant les tendances météorologiques, l’efficacité énergétique, le solaire derrière le compteur (BTM) et le stockage BTM. Ils divergent sur la croissance économique, le rythme de l’électrification, l’adoption des VE et les hypothèses sur les grandes charges.

Le tableau ci-dessous résume les principales hypothèses qui diffèrent selon les scénarios du NYISO.

Ces hypothèses produisent une large gamme de résultats. La demande totale d'énergie en 2050 varie entre 200 TWh et 338 TWh, avec un scénario de référence à 238 TWh.

Les profils horaires de prévision de Modo Energy mentionnés dans cet article sont basés sur les données de référence du NYISO.

Partie 2 : Trois grandes transformations définissent les 25 prochaines années de la demande électrique

Transformation 1 : D'ici 2050, New York aura besoin d'autant d’électricité supplémentaire que la consommation annuelle de l’Arizona en 2023

Le scénario de référence prévoit 85 TWh supplémentaires entre 2025 et 2050, soit l’équivalent de toute la consommation annuelle d’électricité de l’Arizona en 2023.

Jusqu’en 2030, la croissance de la demande à l’échelle du système (+10,8 TWh) est entièrement due aux grandes charges, comme les centres de données. Le reste du système se contracte en réalité de 580 GWh. Les gains d’efficacité énergétique et le solaire derrière le compteur compensent plus que l’électrification naissante.

Après 2030, l’électrification devient le principal moteur de croissance.

En 2050, les VE et l’électrification des bâtiments ajoutent ensemble 92 TWh par an, tandis que l’efficacité énergétique n’en économise que 30 TWh, soit un ratio de 3 pour 1.

Et ce n’est que le scénario de référence, qui ne suppose pas que New York atteindra ses objectifs d’électrification. Le scénario de demande élevée, qui reflète globalement ces objectifs, montre une croissance encore plus importante.

Transformation 2 : Les pointes hivernales dépassent celles de l’été vers 2039, créant une seconde saison de revenus pour les BESS

En 2050, la pointe hivernale de référence atteint 48 GW, soit 26 % de plus que l’été.

L’électrification des bâtiments explique cette divergence. Les pompes à chaleur ajoutent 19 GW à la pointe hivernale mais seulement 2 GW à l’été, soit près d’un ratio de 10 pour 1. Les VE accentuent légèrement cette différence : la pointe hivernale des VE atteint 1,4 fois celle de l’été en 2050, ajoutant 2,7 GW à l’écart saisonnier.

La pointe estivale croît à un taux annuel moyen de 0,8 %. La pointe hivernale croît plus de trois fois plus vite (2,8 %), dépassant l’été vers 2039 dans le scénario de base. Le scénario de demande élevée avance ce croisement à environ 2035. Même dans le scénario de demande basse, l’hiver dépasse l’été d’ici le milieu des années 2040.

Quel que soit le scénario, les propriétaires de BESS bénéficient d’une seconde fenêtre de revenus, qui deviendra finalement la plus importante, sans que l’opportunité estivale ne diminue.

L’électrification élargit également la gamme des pointes hivernales possibles.

En 2025, les scénarios météorologiques du NYISO montrent une variation de 13,6 % de la pointe hivernale entre conditions douces et quasi extrêmes, moins dispersée que celle de l’été (18,6 %). En 2050, l’écart hivernal atteint 20,3 % alors que celui de l’été reste stable.

Pour les batteries, c’est un signal de prix. Plus la pointe hivernale est sensible à la météo, plus les pics de prix lors des épisodes froids sont marqués, et plus un actif à réponse rapide peut capter de valeur pendant les heures critiques.

Transformation 3 : Une fenêtre de décharge de 9 heures remplace la pointe de l’après-midi

En 2026, la charge estivale à New York atteint son maximum en fin d’après-midi et la charge hivernale suit un schéma classique à double bosse. En 2050, les deux saisons changent radicalement.

En été 2050, le creux de la mi-journée reste faible grâce à une capacité solaire BTM atteignant 15 GW, ce qui réduit la demande en matinée et en début d’après-midi. La montée en charge du soir se fait plus abrupte, la recharge des VE et le reste de la climatisation s’ajoutant à la fin de journée. Les profils horaires de Modo Energy montrent une rampe estivale passant de 5,6 GW en 2026 à 7,9 GW en 2050.

La transformation hivernale est encore plus marquée. En 2050, la charge chute à 28,2 GW en début d’après-midi avant de remonter de 8,9 GW pour atteindre un premier pic à 37,1 GW à 18h. Elle redescend brièvement, puis repart à la hausse après 22h, la recharge nocturne des VE s’ajoutant à la demande de chauffage. Le système atteint son maximum à minuit, à 39 GW.

Le résultat est un large plateau au-dessus de 37 GW de 18h à 3h du matin. Cela déplace les heures de plus forte tension sur le système d’une fenêtre estivale en fin d’après-midi à une fenêtre hivernale nocturne de 9 heures — une opportunité de décharge fondamentalement différente pour le stockage.

Partie 3 : Trois moteurs transforment le réseau à des rythmes, dans des lieux et avec des niveaux de certitude différents

Moteur 1 : L’électrification des bâtiments accroît la charge dans le sud de l’État, mais son rythme dépend d’une loi suspendue

La consommation d’énergie liée à l’électrification des bâtiments passe de 411 GWh en 2025 à 42 855 GWh en 2050, soit une multiplication par 104.

L’impact se concentre dans le sud de l’État. New York City et Long Island représentent 51 % de l’énergie totale issue de l’électrification des bâtiments d’ici 2050. Ce sont aussi les zones du réseau les plus contraintes en transmission.

Le rythme de l’électrification des bâtiments est la variable la plus incertaine de la prévision, car elle dépend étroitement des politiques publiques.

Dernièrement, l’All-Electric Buildings Act a été suspendue en novembre 2025 en attendant un recours auprès de la Cour d’appel du Second Circuit. Cela pèse sur les hypothèses de base d’électrification. Même dans le scénario de demande basse, l’électrification des bâtiments ajoute 16,3 GW à la pointe hivernale — simplement à un rythme un peu plus lent.

La question n’est pas de savoir si l’électrification aura lieu, mais à quelle vitesse.

Moteur 2 : Une multiplication par 25 du parc de VE, le moteur le plus certain, porté par les consommateurs et cohérent dans tous les scénarios

Le parc de véhicules électriques de New York est multiplié par 25 pour atteindre 9,3 millions d’unités d’ici 2050.

La consommation d’énergie passe de 1 353 GWh à 49 535 GWh, la croissance étant la plus forte jusqu’à la fin des années 2030 avant que le parc n’atteigne la saturation.

L’impact principal concerne la forme de la charge nocturne. La recharge des VE est concentrée entre 22h et 3h, avec un pic à 1h du matin. En 2050, la charge VE oscille entre un minimum matinal de 345 MW et un pic nocturne de 901 MW, bien que lors de l’heure la plus tendue de l’hiver, les VE puissent ajouter jusqu’à 9,3 GW à la pointe simultanée.

L’adoption des VE est également portée par les consommateurs et moins exposée au risque politique que l’électrification des bâtiments. La trajectoire de croissance est plus constante dans les trois scénarios du NYISO.

Moteur 3 : Les grandes charges arrivent d’abord et plafonnent d’ici le milieu des années 2030, mais la prévision ne représente qu’une fraction de la file d’attente de 6 GW

La demande liée aux grandes charges passe de 3,7 TWh en 2025 à 15,1 TWh en 2030, puis plafonne à 19,3 TWh vers le milieu des années 2030. Il s’agit principalement de centres de données et d’usines de semi-conducteurs, avec des profils de demande quasiment plats sur les heures et les saisons. L’impact de pointe est presque identique en été et en hiver : 2,6 GW vers la fin des années 2030, stable jusqu’en 2050.

La croissance se concentre dans le nord de l’État. La région centrale arrive en tête, suivie du nord et de l’ouest. Les zones du sud (Millwood, Dunwoodie et New York City) n’apportent rien.

La prévision plafonne car le NYISO n’intègre que les projets de grandes charges, en file d’attente ou pré-file, qu’il juge susceptibles d’être raccordés.

La file d’attente elle-même est bien plus grande : 6 055 MW répartis sur 29 projets.

Les centres de données représentent 72 % de la puissance nominale, concentrés dans la Mohawk Valley, l’ouest et le centre. La fabrication de semi-conducteurs ajoute 22 % supplémentaires.

Les contraintes du réseau dans le sud de l’État bloquent la livraison là où la capacité de transmission du nord le permet. Millwood a 200 MW en file d’attente mais aucune grande charge dans la prévision.

Les grandes charges créent peu de valeur directe pour les batteries. Une consommation stable 24/7 tend le système sans générer de pics. L’intérêt des BESS pour les centres de données est indirect : ils relèvent la charge de base, de sorte que lorsque des pics surviennent, le système est déjà proche de ses limites — rendant la rareté et la congestion plus probables.

Partie 4 : Ces évolutions favorisent le stockage à réponse rapide

L’opportunité BESS dans le NYISO est définie par l’évolution de la forme de la demande, pas seulement par le volume total. L’électrification des bâtiments crée une seconde saison de tension. Les VE prolongent cette tension dans une fenêtre de décharge nocturne de 9 heures. Les grandes charges absorbent la marge d’offre, rendant les pics plus précieux.

La géographie amplifie l’opportunité. L’électrification se concentre dans le sud de l’État, où les contraintes de transmission entraînent déjà les prix de capacité les plus élevés. Les grandes charges se concentrent dans le nord, augmentant la demande de base sur l’ensemble du réseau tout en maintenant la prime du sud.

Dans les trois scénarios du NYISO, la tendance est la même : passage d’un pic estival à un pic hivernal, rampes plus abruptes, fenêtres de tension plus longues en soirée et sensibilité accrue à la météo. Tous ces changements favorisent le stockage à réponse rapide.

Tous ces changements sont intégrés dans la prévision des revenus BESS de Modo Energy pour le NYISO, où ils se traduisent dans le modèle de coûts de production par des signaux de prix, des fenêtres de dispatch et des rendements projetés qui définissent l’intérêt d’investir dans le stockage par batterie.