​L'opportunité des batteries sur le marché du NYISO se développe lentement, atteint un pic tardif, puis reste stable. Les écarts TB4 commencent à 50 000 $/MW-an, descendent à 39 000 $/MW-an d'ici 2030, remontent à 55 000 $/MW-an en 2041 et se maintiennent au-dessus de 50 000 $/MW-an jusqu'en 2049. Les prix de gros sous-jacents suivent une trajectoire similaire : les prix ATC (Around the Clock) passent de 38,5 $/MWh à 33 $/MWh en 2028, grimpent à 49 $/MWh en 2041, puis se stabilisent à 37 $/MWh.

La demande annuelle augmente de 55 % sur l'ensemble de la période de prévision, avec une pointe passant de 28,5 GW à 44,6 GW. Le système reste dominé par le gaz, la part du gaz naturel passant de 42 % à 53 % de l'approvisionnement total.

Les zones du nord de l'État offrent les plus grandes opportunités d'arbitrage, grâce à des creux de prix en milieu de journée accentués par le solaire derrière le compteur. Dans le sud, la ville de New York affiche les prix de capacité les plus élevés, reflétant des contraintes de transmission persistantes qui maintiennent la zone tendue.

Points clés à retenir

• Après la levée de la file d'attente d'interconnexion autour de 2030, le modèle d'expansion de Modo Energy privilégie principalement le gaz pour la décennie suivante. Aucune nouvelle capacité solaire ou batterie front-of-meter n'apparaît avant le début des années 2040, lorsque la hausse des prix rend une seconde vague économiquement viable.
• De nouvelles lignes de transmission, dont CHPE, permettent des importations nettes de 29 TWh à la fin des années 2030. Les importations chutent ensuite à 4 TWh d'ici 2049, à mesure que l'offre locale couvre la demande.
• Le système atteint un pic en hiver à la fin des années 2030, créant une seconde saison de revenus pour les batteries sans réduire l'opportunité estivale. L'article sur la demande NYISO de Modo Energy détaille ce changement.
• Les écarts TB4 moyens varient de 39 000 à 55 000 $/MW-an jusqu'en 2049. Les propriétaires de batteries bénéficient de rendements stables sur toute la période de prévision.
• Les zones de l'ouest (A et B) atteignent 77 000 $/MW-an de TB4 en 2041, soit près du double des 41 000 $/MW-an de NYC. Cependant, les prix de capacité à NYC atteignent 62 $/kW-mois, créant une seconde source de revenus qui peut compenser les baisses d'arbitrage.

Le gaz domine la nouvelle offre alors que les renouvelables stagnent dans les années 2030

La production annuelle de gaz naturel double presque, passant de 59 TWh à 114 TWh. Sa part dans l'approvisionnement total grimpe de 42 % à 53 %. Les facteurs de charge du gaz augmentent également, passant de 26 % à 42 %, les centrales fonctionnant plus souvent pour répondre à la demande croissante.

Le nucléaire (25 TWh) et l'hydroélectricité (26 TWh) restent stables tout au long de la prévision.

Le solaire passe de 2,0 à 14,8 TWh et l'éolien de 8,8 à 32,0 TWh. Ensemble, ils atteignent 22 % de l'approvisionnement d'ici 2049. Néanmoins, les renouvelables restent minoritaires dans le mix de production sur toute la période.

Après la levée de la file d'attente d'interconnexion autour de 2030, le modèle d'expansion de Modo Energy favorise le gaz comme principale technologie de nouvelle construction. Aucun solaire front-of-meter n'apparaît avant 2040. La capacité batterie stagne aussi à 5,6 GW jusqu'au début des années 2040, quand une seconde vague la porte à 7,4 GW.

Les importations nettes vers le NYISO augmentent aussi jusqu'à près de 29 TWh à la fin des années 2030, alors que CHPE amène l'hydroélectricité canadienne dans le sud de l'État de New York. Ensuite, les importations diminuent régulièrement à 4 TWh d'ici 2049, la demande locale croissante étant satisfaite par de nouvelles capacités domestiques.

En conséquence de ce mix de production, le gaz fixe les prix de pointe et de creux dans la plupart des zones la majorité du temps. L'opportunité d'arbitrage pour les batteries dépend donc des moments où le gaz fonctionne le plus intensément et des périodes où le solaire derrière le compteur réduit la demande de milieu de journée.

Les prix suivent une longue bosse : l'offre rattrape la demande

Les prix ATC baissent de 38,5 $/MWh en 2026 à 33 $/MWh en 2028, grimpent à 49 $/MWh en 2041, puis se stabilisent à 37 $/MWh. Le système n'atteint jamais une pénurie aiguë d'approvisionnement, car le gaz, la source la moins chère de capacité pilotable dans le modèle, continue d'être ajouté pour répondre aux besoins de fiabilité à court terme.

Le déclin après 2041 coïncide avec le rattrapage de l'offre. La capacité renouvelable augmente d'environ 50 % entre 2041 et 2049, grâce à la montée en puissance du solaire et de l'éolien. La capacité gaz augmente de 30 % pour répondre aux pointes hivernales, ajoutant de la marge. Parallèlement, la croissance de la demande ralentit d'environ 3 % par an à moins de 2 %.

La zone J (NYC) conserve une prime persistante et croissante par rapport aux zones du nord de l'État. L'écart entre NYC et les zones A/B passe de moins de 1 $/MWh en 2026 à 17 $/MWh en 2049, les contraintes de transmission maintenant des prix élevés dans le sud alors que les prix du nord baissent d'environ 17 % sur la période.

Les prix de milieu de journée chutent tandis que les prix nocturnes augmentent, culminant au début des années 2040

La courbe horaire des prix s'accentue à mesure que l'électrification décale la charge vers la soirée et la nuit. En 2026, l'écart TB1 sur l'année est d'environ 31 $/MWh. En 2040, il s'élargit à 37 $/MWh, les prix nocturnes atteignant 63 $/MWh alors que le creux de la mi-journée reste proche de 26 $/MWh.

Après 2040, le plafond nocturne et le plancher de la mi-journée baissent tous deux à mesure que de nouvelles capacités arrivent sur le marché. L'écart se resserre légèrement mais reste supérieur à 30 $/MWh jusqu'en 2049, préservant la fenêtre d'arbitrage même si les niveaux de prix absolus diminuent.

Les profils saisonniers racontent des histoires différentes. Les profils hivernaux sont plus marqués et plus élevés sur toute la période, avec des prix nocturnes dépassant 100 $/MWh en 2040. En revanche, les profils estivaux montrent les creux de mi-journée les plus profonds, le solaire derrière le compteur réduisant la demande d'après-midi. À la fin des années 2040, les prix estivaux de mi-journée descendent sous les 11 $/MWh certaines années.

L'article sur la demande de Modo Energy détaille comment l'électrification des bâtiments et la recharge des véhicules électriques créent une fenêtre de décharge hivernale de 9 heures d'ici 2050. Les profils de prix ci-dessus illustrent ce changement structurel de la courbe de charge.

Les écarts TB4 restent stables, entre 39 000 et 55 000 $/MW-an jusqu'en 2049

Les mouvements des prix de gros déterminent les écarts TB4. C'est le revenu d'arbitrage principal qu'une batterie peut capter sur le marché NYISO.

Le TB4 moyen du NYISO suit une forme de U peu prononcée : 50 000 $/MW-an en 2026, un creux à 39 000 $ en 2030, une remontée à 55 000 $ en 2041, puis une stabilité à 51 000 $ jusqu'en 2049.

Les différences entre zones sont importantes. Les zones A et B atteignent 77 000 $/MW-an en 2041, portées par de larges écarts quotidiens liés au solaire, avant de redescendre à 61 000 $/MW-an. La zone J reste plus stable, ne remontant qu'à 41 000 $/MW-an en 2041. À NYC, le gaz fixe les prix de pointe et de creux, limitant la compression de mi-journée.

Pour comparaison, le TB4 moyen du NYISO était de 34 000 $/MW-an entre 2019 et 2024, allant de 18 000 $ en 2020 à 66 000 $ en 2022. La fourchette de prévision de 39 000 à 55 000 $/MW-an reste donc systématiquement au-dessus de la moyenne historique.

Les prix de capacité à NYC atteignent 62 $/kW-mois, mais l'accréditation détermine le revenu réel des batteries

Les prix de capacité ajoutent une couche de revenus distincte. NYC est en tête avec 20,7 $/kW-mois en 2026, grimpant à 62 $/kW-mois en 2044, soit près de 5 fois la prime des autres localités.

Long Island est la plus volatile, passant de moins de 2 $/kW-mois à plus de 30 $/kW-mois avant de converger avec les autres zones hors NYC dans les années 2040.

Cependant, les prix de capacité affichés ne reflètent pas ce qu'une batterie gagne réellement. Les facteurs d'accréditation de capacité (CAF) réduisent la contribution d'une ressource selon sa durée et sa disponibilité aux heures de pointe. Une batterie de 4 heures reçoit un CAF bien inférieur à 1, ce qui réduit sensiblement le revenu réalisé par rapport au prix de marché. La prévision de Modo Energy inclut les CAF spécifiques à la durée, par zone et par an, pour les abonnés.

Qu'est-ce que cela signifie pour les développeurs, investisseurs et prêteurs ?

L'intérêt d'investir dans le NYISO ne repose pas sur le timing d'un pic. Les écarts TB4 restent supérieurs à 39 000 $/MW-an pendant 24 ans. La question est de savoir si les revenus cumulés — arbitrage, capacité, et tout contrat ISC (Index Storage Credit) — restent rentables après prise en compte des pertes de rendement, de la dégradation et de l'optimisation imparfaite.

La répartition géographique différencie le mix de revenus. NYC offre le total de revenus le plus élevé grâce aux paiements de capacité et à l'éligibilité ISC. Les zones du nord proposent des écarts TB4 plus larges mais dépendent davantage de la performance sur le marché de l'énergie.

La prévision de Modo Energy couvre les trois sources de revenus, ainsi que les services système, par zone et par an. Pour une analyse complète de la traduction de ces hypothèses en rentabilité de projet, contactez aaron@modoenergy.com.