New York City (Zone J) et Long Island (Zone K) présentent les plus forts écarts Top-Bottom (TB) du NYISO.

Entre 2023 et 2025, l’écart moyen quotidien TB4 de la Zone K s’élève à 254 $/MW-jour, soit 30 % de plus que celui de la Zone J (195 $/MW-jour) et 144 % au-dessus de la moyenne de l’État. Lors de journées extrêmes, l’écart se creuse davantage. Le maximum atteint par la Zone K a été de 11 642 $/MW-jour en juin 2025, soit 78 % de plus que le pic de la Zone J.

Ces écarts reflètent les contraintes de transport qui limitent les importations lors des pics de demande. Les contraintes de la Zone K s’atténuent d’ici 2030, lorsque Propel NY sera raccordé. Celles de la Zone J persistent jusqu’en 2034, les retraits dépassant les ajouts de capacité.

Points clés à retenir

• L’écart moyen de la Zone K est 30 % supérieur à celui de la Zone J, mais les opportunités d’arbitrage diffèrent fondamentalement entre les deux zones.
• La Zone J perdra près de 1 GW de capacité fossile d’ici 2030. Les lignes de transport et l’éolien en mer ne remplacent pas entièrement la production locale pendant les pics, en raison des règles d’accréditation de capacité.
• Le déficit de sécurité du réseau à Long Island sera comblé d’ici 2030 avec l’arrivée de Propel NY. Celui de la Zone J persiste jusqu’en 2034.
• Long Island connaît 1 à 4 heures de déficit de sécurité de transport par jour de pointe estivale. New York City fait face à 6 à 13 heures, offrant ainsi des fenêtres d’arbitrage plus longues.

La Zone K offre des écarts plus élevés, tandis que la Zone J devrait connaître des écarts plus durables

Long Island (Zone K) présente des écarts plus élevés sur une période plus courte. New York City (Zone J) affiche des écarts plus faibles mais sur un déficit structurel pluriannuel.

Les deux zones sont contraintes par le réseau. Lorsque la demande locale dépasse l’offre et la capacité d’import, les prix en temps réel flambent et les batteries disponibles peuvent profiter d’un arbitrage sur plusieurs heures.

Dans le scénario Status Quo, la Zone J connaît 6 à 13 heures de déficit de sécurité de transport par jour de pointe estivale jusqu’en 2030, avec une demande supérieure à l’offre de 500 à 1 130 MW. La fenêtre de déficit de la Zone K est plus courte : 1 à 4 heures, avec des manques de 39 à 254 MW. Lors de ces épisodes, le NYISO doit activer des moyens de production d’urgence pour éviter les délestages.

Même avec tous les projets prévus en service, la Zone J reste à risque : 68 MW sur 5 heures en 2029, puis 148 MW sur 6 heures en 2030. Les marges de la Zone K deviennent positives dès que Propel NY est raccordé.

Cette différence de durée de pénurie explique pourquoi le potentiel d’écart de la Zone J persiste plus longtemps.

Les fenêtres de déficit projetées de 6 à 13 heures en Zone J créent des conditions pour des écarts durables. Celles de 1 à 4 heures en Zone K sont plus élevées mais plus brèves.

Combien de temps l’opportunité subsiste-t-elle pour les nouveaux BESS ?

Les deux zones sont contraintes par le réseau. Lorsque les marges approchent de zéro, les prix en temps réel s’envolent et les batteries disponibles peuvent capter un arbitrage sur plusieurs heures. La question est de savoir combien de temps ces contraintes persisteront dans chaque zone.

Les abonnés à la Recherche Modo Energy peuvent lire l’article complet pour explorer l’évolution potentielle de ces écarts et la durée de la fenêtre d’opportunité pour les BESS.

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Le vieillissement du parc de la Zone J accentue les écarts TB lors des pics de charge

La flotte de turbines à vapeur de NYC a en moyenne 66 ans, contre 43 ans pour la flotte fossile de l’État. À titre de comparaison, la flotte de l’ISO-NE a en moyenne 29 ans et celle de l’ERCOT 32 ans.

D’ici 2030, NYC perdra près de 1 GW de capacité fossile en raison des retraits et des normes climatiques. Le réseau et l’éolien en mer ne remplacent pas totalement cette capacité. L’éolien offshore n’obtient que 10 % d’accréditation lors des pics estivaux. Les nouvelles interconnexions sont peu susceptibles de soutenir le système lors des pics, en raison de leur capacité d’export limitée ou de l’absence d’obligation contractuelle (CPHE n’alimente le réseau qu’en été). Fournir la charge dans une zone contrainte nécessite une offre locale : production, stockage ou réponse à la demande situés physiquement dans la contrainte.