L’enchère de ressources de planification (PRA) 2026 de MISO a fixé les paiements de capacité entre 116 $ et 126 $ par mégawatt-jour. Ce résultat représente une baisse de 42% par rapport au record de 217 $/MW-jour de 2025/26. Il s’agit de la deuxième année sous le marché de capacité réformé de MISO utilisant la courbe de demande basée sur la fiabilité (RBDC).

​Pour en savoir plus sur le fonctionnement du marché de capacité de MISO, consultez notre explication.

Quels étaient les prix de capacité de MISO pour 2026/27 ?

Le cadre RBDC, introduit pour la PRA 2025, a remplacé le modèle d’effacement vertical par une courbe de demande continue basée sur la fiabilité. Cette courbe valorise la capacité en fonction de la fiabilité, plutôt que sur un objectif binaire de surplus.

​Le passage à une tarification saisonnière avec la RBDC a également modifié la répartition saisonnière des revenus de capacité. La part estivale des revenus annualisés est passée de 38% en 2024/25 à 78% en 2025/26 puis à 85% en 2026/27. Le marché de capacité de MISO est désormais principalement influencé par la fiabilité estivale, tandis que l’automne (34 $/MW-jour), l’hiver (36 $/MW-jour) et le printemps (8 $/MW-jour) contribuent marginalement au prix annuel.

La région Nord/Centre (zones de ressources locales 1 à 7) a été attribuée à 126 $/MW-jour. La sous-région Sud (LRZ 8 et 10) a été attribuée à 116 $/MW-jour, en raison des contraintes de transfert vers le Nord de MISO. De plus, la zone LRZ 9 en Louisiane a été attribuée à 123 $/MW-jour.

​Pourquoi les prix de capacité de MISO ont-ils baissé d’une année sur l’autre ?

Les prix d’effacement 2026/27 reflètent de nouveaux ajouts de production, des retraits de centrales fossiles reportés, et une meilleure accréditation des renouvelables.

La capacité totale proposée lors de l’enchère estivale a augmenté de 4,8 GW sur un an, passant de 137,8 GW à 142,6 GW. De plus, les nouvelles capacités (+5,6 GW) et les ressources externes (+1,0 GW) ont dépassé les retraits (-1,4 GW) et les pertes nettes d’accréditation (-0,4 GW). Le solaire représente la plus grande part des nouvelles installations, suivi par le gaz et les BESS.

De plus, le solaire a bénéficié d’une accréditation accrue et a pu proposer plus de capacité « UCAP » que les années précédentes. Parallèlement, l’éolien et certaines unités thermiques ont vu leurs facteurs d’accréditation révisés à la baisse, MISO ayant recalculé leur contribution à la fiabilité.

L’excédent estival au-dessus de l’exigence de marge de réserve de planification de MISO (PRMR) a atteint 4,6 GW, contre 2,6 GW en 2025/26. Cela se situe dans la moitié supérieure de la fourchette prévue de 1,4 à 6,1 GW selon l’enquête OMS-MISO de 2025. Cette hausse de capacité disponible a surpris, alors que le marché s’attendait à une poursuite du recul.

Avec une production dépassant la marge de réserve visée, la courbe de demande décroissante de la RBDC a permis un effacement à un prix plus bas.

Quelles implications sur les revenus pour les BESS dans MISO ?

Pour une batterie de 4 heures dans la région Nord/Centre de MISO, les revenus de capacité ont chuté de 75 $/kW-an en 2025/26 à 44 $/kW-an en 2026/27, soit une baisse de 42%. L’été seul représente 37 $/kW-an de ces revenus, les trois autres saisons n’en rapportant que 7 $/kW-an au total.

Une durée supérieure à 4 heures n’apporte aucun facteur de capacité supplémentaire dans MISO, donc les batteries de plus longue durée ne bénéficient pas d’une meilleure accréditation.

Contrairement à la durée, c’est l’emplacement qui détermine les écarts de revenus entre actifs BESS. Les batteries installées dans la région Nord/Centre bénéficient du prix annualisé plus élevé de 126 $/MW-jour. En revanche, des actifs équivalents dans le Sud de MISO effacent à des prix plus bas, réduisant la rentabilité des projets.

Pour les développeurs de batteries en général, la baisse de 41% des revenus de capacité souligne l’importance des spreads d’arbitrage énergétique et des revenus issus des services auxiliaires.

Les exploitants d’actifs doivent s’attendre à ce que les revenus annuels de capacité restent volatils avec la RBDC. Les prix de la deuxième année ont nettement reculé, mais restent bien au-dessus du niveau d’avant 2024, inférieur à 10 $/MW-jour. Les prix 2026/27 entreront en vigueur le 1er juin 2026.