​L'opportunité des batteries sur le marché NYISO se développe lentement, atteint un pic tardif, puis reste stable. Les spreads TB4 débutent à 50 000 $/MW-an, chutent 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 (autour de l’horloge) passent de 38,5 $/MWh à 33 $/MWh d’ici 2028, grimpent à 49 $/MWh en 2041, puis se stabilisent à 37 $/MWh.

La demande annuelle augmente de 55 % sur l’horizon de prévision, avec un pic de demande passant de 28,5 GW à 44,6 GW. Le système reste dominé par le gaz naturel, qui passe de 42 % à 53 % de l’approvisionnement total.

Les zones du nord de l’État offrent les plus larges opportunités d’arbitrage, portées par des creux de prix plus marqués à midi grâce au solaire derrière le compteur. À New York City, les prix de capacité sont les plus élevés, reflétant des contraintes de transmission persistantes qui maintiennent la zone tendue.

Points clés à retenir

• Après le déblocage du file d’attente d’interconnexion vers 2030, le modèle d’expansion de Modo Energy privilégie principalement le gaz pour la décennie suivante. Aucune nouvelle capacité solaire ou batterie devant le compteur n’apparaît avant le début des années 2040, lorsque la hausse des prix rend enfin une seconde vague économiquement viable.
• Les nouvelles infrastructures de transmission, dont CHPE, permettent des importations nettes de 29 TWh d’ici la fin des années 2030. Les importations chutent ensuite à 4 TWh en 2049, l’offre locale absorbant la demande.
• Le système connaît un pic hivernal à la fin des années 2030, créant une deuxième saison de revenus pour les batteries sans réduire l’opportunité estivale. L’article sur la demande NYISO de Modo Energy détaille ce changement.
• Les spreads 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 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 un arbitrage plus faible.

Le gaz domine la nouvelle production 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 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 sur toute la période de 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. Cependant, les renouvelables restent minoritaires dans le mix de production sur toute la période.

Après le déblocage du file d’attente d’interconnexion vers 2030, le modèle d’expansion de Modo Energy privilégie le gaz comme principale technologie à construire. Aucun solaire devant le compteur n’apparaît avant 2040. La capacité batterie reste également stable à 5,6 GW jusqu’au début des années 2040, lorsqu’une seconde vague la porte à 7,4 GW.

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

En conséquence, le gaz fixe à la fois 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 périodes où le gaz fonctionne le plus et des moments où le solaire derrière le compteur réduit la demande de midi.

Les prix suivent une longue bosse alors que l’offre rattrape la demande

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

Le repli après 2041 coïncide avec le rattrapage de l’offre. La capacité renouvelable augmente d’environ 50 % entre 2041 et 2049, avec la montée en puissance du solaire et de l’éolien. La capacité gaz augmente de 30 % pour répondre aux pics hivernaux, ajoutant de la marge. Parallèlement, la croissance de la demande ralentit, passant 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 de l’État tandis que les prix du nord baissent d’environ 17 % sur la période.

Les prix de midi chutent tandis que ceux de nuit augmentent, culminant au début des années 2040

La forme horaire des prix s’accentue à mesure que l’électrification déplace la charge vers le soir et la nuit. En 2026, le spread TB1 annuel est d’environ 31 $/MWh. En 2040, il s’élargit à 37 $/MWh, les prix nocturnes atteignant 63 $/MWh alors que le creux de midi reste proche de 26 $/MWh.

Après 2040, le plafond nocturne et le plancher de midi baissent tous deux avec l’arrivée de nouvelles capacités. L’écart se réduit légèrement mais reste supérieur à 30 $/MWh jusqu’en 2049, maintenant la fenêtre d’arbitrage principale même si les prix absolus diminuent.

Les profils saisonniers racontent des histoires différentes. Les profils hivernaux sont plus pentus et plus élevés sur toute la période, avec des prix nocturnes dépassant 100 $/MWh d’ici 2040. À l’inverse, les profils estivaux montrent les creux de midi les plus profonds, le solaire derrière le compteur réduisant la demande de l’après-midi. À la fin des années 2040, les prix de midi en été tombent 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 reflètent ce changement structurel de la courbe de charge.

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

L’évolution des prix de gros détermine les spreads TB4. C’est la principale source de revenus d’arbitrage qu’une batterie peut capter sur le marché NYISO.

Le TB4 moyen à l’échelle du NYISO suit une forme de U peu profonde : 50 000 $/MW-an en 2026, un creux à 39 000 $ en 2030, un rebond 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 spreads quotidiens liés au solaire, avant de retomber à 61 000 $/MW-an. La zone J reste plus stable, ne revenant qu’à 41 000 $/MW-an en 2041. Le gaz fixe les pics et creux à NYC, ce qui réduit la compression de midi.

Pour référence, le TB4 moyen à l’échelle du NYISO était de 34 000 $/MW-an entre 2019 et 2024, variant de 18 000 $ en 2020 à 66 000 $ en 2022. La fourchette prévue de 39 000 $ à 55 000 $/MW-an reste donc constamment supérieure à 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 source de revenus distincte. NYC domine avec 20,7 $/kW-mois en 2026, montant à 62 $/kW-mois en 2044, soit près de cinq fois la prime des autres localités.

Long Island est la zone 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 les revenus réellement perçus par une batterie. 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 4 heures reçoit un CAF bien inférieur à 1,0, donc le revenu effectif est nettement inférieur au prix de marché. Les prévisions de Modo Energy incluent les CAF par zone et par année, selon la durée, pour les abonnés.

Qu’est-ce que cela implique pour les développeurs, investisseurs et prêteurs ?

L’intérêt d’investir dans le NYISO ne réside pas dans le timing d’un pic. Les spreads TB4 restent au-dessus de 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 viables après prise en compte des pertes de rendement, de la dégradation et d’une exploitation imparfaite.

La répartition géographique module le mix de revenus. NYC propose les revenus totaux les plus élevés grâce aux paiements de capacité et à l’éligibilité ISC. Les zones du nord offrent des spreads TB4 plus larges mais dépendent davantage de la performance sur le marché de l’énergie.

Les prévisions de Modo Energy couvrent ces trois sources de revenus, ainsi que les services systèmes, par zone et par année. Pour un aperçu complet de la traduction de ces hypothèses en rendements projet, contactez aaron@modoenergy.com.