Les services auxiliaires sont des produits de fiabilité du réseau que les opérateurs de système achètent en complément de l'énergie afin de maintenir la stabilité du système électrique. Ils couvrent les corrections de fréquence à la seconde, la fourniture de puissance de secours en cas de défaillance d’un générateur, et la gestion des variations dues à la production renouvelable variable. Les déploiements de BESS dans la zone MISO sont particulièrement adaptés pour participer aux marchés des services auxiliaires grâce à leur rapidité de montée/descente en puissance et à leurs profils de charge/décharge flexibles.

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

Ces cinq produits forment une hiérarchie basée sur la rapidité 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 en marché Day-Ahead (DA) en 2025, à 17,34 $/MWh, était supérieur de 59 % à celui de 2023. Les premières données de 2026 indiquent une accélération supplémentaire, avec un prix moyen DA de 27,88 $/MWh en janvier 2026. Pour les développeurs qui testent la rentabilité des projets MISO, l’essentiel des revenus des services auxiliaires provient presque exclusivement 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. La réserve supplémentaire DA tourne autour de 1 $/MWh.
• Le prix en temps réel (RT) de la régulation a atteint un pic de 1 151 $/MWh le 28 juillet 2025. Avec la Value of Lost Load (VOLL), le plafond de prix en cas de pénurie, désormais triplé 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, repoussant le moment où le marché sera saturé. Des exigences dynamiques prévues pour 2026 pourraient encore accroître les volumes et la volatilité des prix pendant les heures de montée en puissance solaire.

Cinq produits de services auxiliaires, un seul réellement rémunérateur

MISO achète cinq produits de réserve avec de l'énergie, à la fois sur les marchés day-ahead et temps réel.

La principale différence entre les produits est la rapidité de réponse, ce qui détermine aussi la hiérarchie des prix. Le tableau ci-dessous résume chaque produit, son temps de réponse, les volumes achetés 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 production toutes les quatre secondes. MISO en achète 600 MW. Aux prix DA actuels, la régulation représente la source de revenus la plus lucrative la plupart du temps.

La réserve tournante requiert des ressources en production pouvant augmenter leur puissance en moins de 10 minutes. Avec un prix DA moyen 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 (pendant les rampes), dimensionnée pour couvrir la perte du plus gros générateur du système.

Les trois autres produits ne paient pas assez pour justifier un business case BESS :

• Réserve supplémentaire : couvre le reste des besoins de secours (1 110 MW requis), 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 grosse contingence, avec des prix de règlement tout aussi bas
• Capacité de rampe : introduite en 2016 pour gérer la variabilité de la charge nette. Les ressources sont rémunérées pour retenir de la capacité afin de couvrir les variations prévues de l’éolien, du solaire et de la demande sur les 10 prochaines minutes.

La régulation est activée en continu via l’AGC. Les réserves ne sont déployées qu’après un événement de contingence. Ces déploiements sont rares, mais entraînent de fortes hausses de prix lorsqu’ils se produisent.

Comment MISO définit-il les exigences pour les services auxiliaires ?

Les exigences de réserve suivent les normes de la North American Electric Reliability Corporation (NERC), 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 : un secours 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 lents. 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 les besoins de 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 statique toute la journée. Cela devrait évoluer en 2026.

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

Les cinq produits sont attribués en même temps que l’énergie dans une seule optimisation. Le logiciel de marché de MISO recherche la combinaison énergie/réserves la moins coûteuse. En cas de pénurie de réserves, le barème de prix de pénurie de MISO (officiellement la courbe de demande de réserve opérationnelle, ORDC) augmente les prix en fonction de l’écart entre l’offre et le niveau cible.

Au sommet de ce barème se trouve la Value of Lost Load (VOLL) : le montant en dollars attribué par les régulateurs à chaque MWh non desservi. En pratique, la VOLL est le prix plafond que peut atteindre le marché lors d’une pénurie.

Deux changements structurels font grimper les prix de la régulation

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

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

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

En novembre 2025, le prix DA moyen a atteint 19,65 $/MWh, le plus haut niveau mensuel depuis 2023. Janvier 2026 a atteint 27,88 $/MWh lors d’une vague de froid qui a tendu les réserves. Février est revenu à 18,04 $/MWh. La moyenne sur deux mois, à 23,59 $/MWh, reflète le nouveau plafond VOLL et la volatilité saisonnière, sans constituer un nouveau plateau permanent.

La régulation en temps réel se règle constamment au-dessus du day-ahead. En 2025, le RT a atteint en moyenne 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 complète : RT 20,46 $/MWh contre DA 17,34 $/MWh (prime de 18 %)
• Mars 2025 (écart maximal) : RT 22,78 $/MWh contre DA 15,84 $/MWh
• Février 2026 : RT 23,07 $/MWh contre DA 17,91 $/MWh

Pour les opérateurs de BESS qui enchérissent sur le day-ahead, la prime persistante du RT suggère que l’exposition en temps réel permet de capter une valeur supplémentaire, mais avec un risque de volatilité plus élevé.

La fin d’automne et l’hiver génèrent des prix de régulation plus élevés. Le printemps est plus bas. La régulation est la plus compétitive face à l’arbitrage pendant les intersaisons, 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 en moyenne 79,62 $/MWh sur la journée, soit plus de 4 fois la moyenne mensuelle. Le pic horaire a atteint 1 151 $/MWh à HE19. Il s’agissait du dernier signal majeur de rareté avant la mise à jour VOLL de septembre 2025. Avec le nouveau plafond de 10 000 $/MWh, une tension similaire pourrait générer des prix plusieurs fois plus élevés.

Comment la régulation se compare-t-elle entre les différents ISO ?

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, attribué via co-optimisation avec l’énergie.

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

Pour les opérateurs BESS, le modèle à produit unique de MISO simplifie les enchères par rapport à la future séparation de PJM, et le marché à l’échelle du système limite fortement le risque de base localisée.

Quelles informations pour les opérateurs de BESS ?

Les batteries sont devenues éligibles à l’ensemble des cinq produits à la mi-2022 sous 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 d’attribution de MISO ne gère pas les offres de stockage hors ligne.
• Limites de charge de l’accord d’interconnexion : Les accords d’interconnexion peuvent restreindre les moments où une batterie peut se charger. 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 écarts de prix de l’énergie.

La croissance du parc renouvelable augmente également la variabilité du système, ce qui provoque plus fréquemment des pénuries de réserve. Pour les batteries, l’impact est double : plus de MW de régulation à vendre, à des prix plus élevés, avec des pics de rareté plus fréquents.