Les services auxiliaires sont des produits de fiabilité du réseau que les opérateurs de système achètent en complément de l'énergie pour maintenir la stabilité du système électrique. Ils couvrent les corrections de fréquence à la seconde, la fourniture de secours en cas de défaillance d'un générateur, et la gestion des variations de puissance dues à l’intermittence des énergies renouvelables. Les déploiements de systèmes de stockage par batteries (BESS) dans la zone MISO sont particulièrement adaptés pour participer aux marchés des services auxiliaires grâce à leurs capacités de montée/descente rapide et leur flexibilité de charge/décharge.

MISO exploite cinq produits de services auxiliaires sur ses marchés de gros, distincts d'autres services de fiabilité comme le redémarrage à froid ou le soutien de tension.

Ces cinq produits s’organisent selon une hiérarchie de vitesse de réponse : plus la réponse est rapide, plus l’offre est rare, les exigences techniques strictes et les prix élevés. Un seul, la Régulation, génère des revenus significatifs pour les BESS.

Le prix moyen de la Régulation Day-Ahead (DA) en 2025 était de 17,34 $/MWh, soit 59 % de plus que la référence de 2023. Les premières données de 2026 indiquent une accélération avec des prix DA de la Régulation en janvier 2026 atteignant 27,88 $/MWh. Pour les développeurs testant la rentabilité de projets MISO, la quasi-totalité des revenus issus des services auxiliaires provient de la Régulation.

Points clés à retenir

• La Régulation est le service auxiliaire le plus rentable pour les batteries dans MISO, avec des prix DA en hausse de 59 %, passant de 10,91 $/MWh (2023) à 17,34 $/MWh (2025).
• Le prix DA de la Réserve Tournante arrive loin derrière à 4,32 $/MWh. Le prix DA de la Réserve Supplémentaire tourne autour de 1 $/MWh.
• La Régulation en temps réel (RT) a atteint un sommet de 1 151 $/MWh le 28 juillet 2025. Avec la Valeur de l’Énergie Non Fournie (VOLL), le plafond en cas de pénurie d’offre, désormais triplée à 10 000 $/MWh, de futurs épisodes de rareté pourraient faire grimper les prix.
• MISO a augmenté son approvisionnement en Régulation de 400 MW à 600 MW, prolongeant la période avant saturation du marché. Des exigences dynamiques prévues pour 2026 pourraient encore accroître les volumes et la volatilité des prix lors des variations solaires.

Cinq produits de services auxiliaires, un seul vraiment rémunérateur

MISO achète cinq produits de réserve avec l’énergie, sur les marchés Day-Ahead et Temps Réel.

La principale différence entre ces produits est la vitesse de réponse, qui conditionne la hiérarchie des prix. Le tableau ci-dessous résume chaque produit, son temps de réponse, les volumes d’approvisionnement et les prix de règlement.

La Régulation est le produit le plus rapide et le mieux rémunéré. Les ressources sélectionnées suivent les signaux AGC (Automatic Generation Control), ajustant leur puissance toutes les quatre secondes. MISO en achète 600 MW. Aux prix DA actuels, la Régulation est la principale source de revenus la plupart du temps.

La Réserve Tournante requiert des ressources déjà en production pouvant augmenter leur puissance en moins de 10 minutes. Avec une moyenne DA de 4,32 $/MWh en 2025, elle offre une source de revenus secondaire lorsque la capacité de Régulation est déjà engagée. L’exigence varie de 900 MW hors heures de montée, à 1 200 MW lors de ces périodes, afin de couvrir la perte du plus gros générateur du système.

Les trois autres produits rapportent trop peu pour soutenir un modèle économique BESS :

• Réserve Supplémentaire : couvre le reste des besoins de secours (exigence de 1 110 MW), mais ne rapporte que 1,01 $/MWh DA
• Réserve Court Terme (STR) : introduite en 2021 pour couvrir la fenêtre de 30 minutes. L’exigence est dynamique, fixée à 1,5 fois la plus grande contingence, avec des prix de règlement également bas
• Capacité de Montée : introduite en 2016 pour gérer la variabilité de la charge nette. Les ressources sont rémunérées pour retenir de la capacité afin d’absorber les variations attendues d’éolien, de solaire et de la demande sur les 10 prochaines minutes.

La Régulation est déployée en continu via l’AGC. Les réserves ne sont activées qu’en cas d’événement de contingence. Ces déploiements sont rares mais entraînent des pics de prix extrêmes.

Comment MISO fixe-t-il les exigences pour les services auxiliaires ?

Les exigences de réserve suivent les normes de la NERC (North American Electric Reliability Corporation), dimensionnées pour couvrir la perte de la plus grande ressource unique :

• Réserve Tournante : au moins la moitié de la contingence totale
• Réserve Supplémentaire : le reste de la contingence totale
• Réserve Court Terme : une réserve supplémentaire de 30 minutes de la contingence totale

Ces exigences sont imbriquées : une ressource qualifiée pour un produit de réserve plus rapide compte aussi pour les besoins de réserve plus lente. La capacité de Réserve Tournante peut remplir les besoins de Réserve Supplémentaire, car une unité synchronisée peut tout faire qu'une unité hors ligne peut faire. Cependant, la capacité de Régulation ne peut pas être comptabilisée pour la Réserve Tournante ou Supplémentaire.

MISO fixe la Régulation à 600 MW en fonction de la variabilité du système. Contrairement à NYISO, où les exigences varient selon l’heure et la saison, MISO applique une valeur fixe 24h/24. Un changement est attendu en 2026.

Comment MISO fixe-t-il les prix des services auxiliaires ?

Les cinq produits sont réglés en même temps que l'énergie dans une seule optimisation. Le logiciel de marché de MISO recherche la combinaison la moins coûteuse d’énergie et de réserves. En cas de pénurie de réserves, la courbe de prix de pénurie de MISO (appelée officiellement « Operating Reserve Demand Curve » ou ORDC) augmente les prix en fonction de l’écart entre l’offre et les niveaux cibles.

Au sommet de cette courbe se trouve la Valeur de l’Énergie Non Fournie (VOLL) : le montant en dollars attribué par les régulateurs à chaque MWh non livré. En pratique, la VOLL est le prix maximum que le marché peut atteindre lors d’une pénurie.

Deux évolutions structurelles tirent les prix de la Régulation vers le haut

La hausse de 2025 n’est pas un cas isolé. Deux changements de politique ont relevé le plancher des prix.

Premièrement, MISO a augmenté l’exigence de Régulation de 400 MW à 600 MW. Les prix DA de la Régulation au second semestre 2024 ont atteint en moyenne 13,31 $/MWh, soit 32 % de plus que les 10,11 $/MWh du premier semestre.

Deuxièmement, MISO a presque triplé la VOLL, passant de 3 500 $/MWh à 10 000 $/MWh à partir de septembre 2025, un niveau inchangé depuis 2007. L’ancienne courbe de prix de pénurie avait deux paliers à 1 100 $/MWh et 2 100 $/MWh. Le nouveau barème permet aux prix de grimper progressivement jusqu’au plafond de 10 000 $/MWh.

Novembre 2025 a affiché une moyenne DA de 19,65 $/MWh, le mois complet le plus élevé depuis 2023. Janvier 2026 a atteint 27,88 $/MWh lors d’une vague de froid hivernale ayant tendu les réserves. Février est redescendu à 18,04 $/MWh. La moyenne sur deux mois de 23,59 $/MWh reflète le nouveau plafond VOLL et la volatilité saisonnière, sans constituer un plateau permanent.

La Régulation en temps réel règle systématiquement au-dessus du Day-Ahead. En 2025, la moyenne RT était de 20,46 $/MWh contre 17,34 $/MWh DA, soit une prime de 18 %. L’écart s’est creusé au fil de l’année :

• Année 2025 : RT 20,46 $/MWh vs DA 17,34 $/MWh (prime de 18 %)
• Mars 2025 (écart maximal) : RT 22,78 $/MWh vs DA 15,84 $/MWh
• Février 2026 : RT 23,07 $/MWh vs DA 17,91 $/MWh

Pour les opérateurs BESS misant sur le Day-Ahead, la prime persistante du RT suggère qu’une exposition en temps réel offre une valeur supplémentaire, mais avec un risque de volatilité accru.

La fin de l’automne et l’hiver voient des prix de régulation plus élevés. Le printemps affiche des niveaux plus bas. La Régulation est plus compétitive face à l’arbitrage lors des mois de transition, lorsque les écarts de prix de l’énergie se resserrent.

Les données journalières révèlent ce que les moyennes mensuelles lissent. Le 28 juillet 2025, la Régulation RT a atteint une moyenne de 79,62 $/MWh sur la journée, soit plus de 4 fois la moyenne mensuelle. Le pic horaire a atteint 1 151 $/MWh lors de l’heure HE19. Il s’agissait du dernier signal de tension majeur avant la mise à jour VOLL de septembre 2025. Avec le nouveau plafond à 10 000 $/MWh, une tension similaire pourrait produire des prix plusieurs fois supérieurs.

Comment la Régulation se compare-t-elle entre les différents ISOs ?

PJM a fusionné ses deux signaux de régulation en un produit bidirectionnel unique en octobre 2025, avec une séparation prévue en Regulation Up et Regulation Down en octobre 2026. MISO a toujours utilisé un seul produit de Régulation, réglé via une co-optimisation avec l’énergie.

Contrairement au NYISO, où les exigences de réserve dépendent aussi de la zone, les prix de la Régulation MISO présentent peu de différences selon la localisation.

Pour les opérateurs BESS, le design à produit unique de MISO simplifie les enchères par rapport à la future séparation en deux produits de PJM, et le marché à l’échelle du système limite le risque de différentiel localisé.

Que doivent savoir les opérateurs BESS ?

Les batteries sont devenues éligibles à l’ensemble des cinq produits à la mi-2022 grâce à l’Ordonnance FERC 841. En pratique, cette éligibilité s’accompagne de contraintes :

• Synchronisation : les unités doivent être en ligne pour fournir la Réserve Tournante, car le logiciel de règlement MISO ne gère pas les offres de stockage hors ligne.
• Limites de charge liées à l’accord d’interconnexion : les accords d’interconnexion peuvent limiter les périodes de charge d’une batterie. Une initiative (PAC-2024-3) vise à supprimer ces restrictions obsolètes.
• État de charge : MISO laisse la gestion du SoC au propriétaire de l’actif, contrairement à NYISO qui propose une option gérée par l’ISO. Les opérateurs doivent équilibrer la marge de Régulation avec les spreads énergétiques.

La croissance du parc renouvelable augmente aussi la variabilité du système, ce qui génère des pénuries de réserves plus fréquentes. Pour les batteries, cela se traduit par : plus de MW de Régulation à vendre, à des prix plus élevés, avec des pics de rareté plus fréquents.