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 atteint en 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 de compensation verticale par une courbe de demande continue basée sur la fiabilité. Cette courbe valorise la capacité en fonction de la fiabilité plutôt qu’en fonction d’un objectif binaire d’excédent.

Le passage à une tarification saisonnière sous le 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 les enjeux de 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 compensée à 126 $/MW-jour. La sous-région Sud (LRZs 8 et 10) a dégagé un prix de 116 $/MW-jour, en raison de contraintes de transfert vers le nord de MISO. De plus, la LRZ 9 en Louisiane a dégagé un prix de 123 $/MW-jour.

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

Les prix de compensation 2026/27 reflètent l’arrivée de nouvelles capacités, le report de retraits d’unités fossiles et une accréditation accrue pour les renouvelables.

La capacité totale offerte lors de l’enchère estivale a augmenté de 4,8 GW d’une année sur l’autre, 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 constructions, suivi par le gaz et les BESS.

En outre, le solaire a bénéficié d’une accréditation accrue et a pu proposer plus de capacité non forcée (UCAP) que les années précédentes. Parallèlement, l’accréditation de l’éolien et de certaines unités thermiques a été revue à la baisse après recalcul de leur contribution à la fiabilité par MISO.

L’excédent estival par rapport à l’exigence de marge de réserve de planification de MISO (PRMR) est monté à 4,6 GW, contre 2,6 GW en 2025/26. Ce chiffre se situe dans la moitié supérieure de la fourchette de 1,4 à 6,1 GW prévue dans l’enquête OMS-MISO 2025. Cette croissance de la capacité disponible va à l’encontre des attentes du marché d’une poursuite du déclin.

Avec une production supérieure à la marge de réserve cible, la courbe de demande décroissante du RBDC a dégagé un prix de compensation inférieur.

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 sont passés de 75 $/kW-an en 2025/26 à 44 $/kW-an en 2026/27, soit une baisse de 42 %. L’été à lui seul a représenté 36 $/kW-an de ce revenu, les trois autres saisons totalisant 6 $/kW-an.

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 accréditation accrue.

Contrairement à la durée, la localisation explique les écarts de revenus entre actifs BESS. Les batteries installées dans la région Nord/Centre captent le prix annualisé plus élevé de 126 $/MW-jour. En revanche, des actifs équivalents dans le sud de MISO dégageraient des prix inférieurs, réduisant ainsi 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 sous le RBDC. Les prix de la deuxième année ont nettement reculé, mais restent bien supérieurs au niveau d’avant 2024, inférieur à 10 $/MW-jour. Les prix 2026/27 entreront en vigueur le 1er juin 2026.