784 MW de BESS sont actuellement en service dans la zone MISO, tandis que 49 GW sont en file d'attente pour le raccordement. Les revenus de marché ne suffisent actuellement pas pour rentabiliser les batteries présentes dans cette file de 49 GW de MISO.

Les obligations d'État et les plans intégrés de ressources (IRP) des opérateurs peuvent combler ce déficit de financement. Au total, ils visent 7 730 MW d'ici 2030. L’Illinois et le Michigan via des obligations législatives, et le Minnesota, le Missouri et l’Indiana via des contrats d’achat avec les opérateurs.

Les obligations d’État transforment les objectifs politiques en revenus bancables. Les opérateurs doivent signer des contrats d’achat à long terme, quel que soit l’état du marché, offrant ainsi aux prêteurs la visibilité sur les flux de trésorerie nécessaires au financement des projets.

Points clés à retenir

• Les projets BESS de marché ne peuvent pas compter uniquement sur les revenus d’arbitrage, car les écarts day-ahead pour des systèmes de quatre heures restent sous les 200 $/MW-jour dans toute la zone MISO.
• L’Illinois et le Michigan imposent ensemble 5 500 MW d’ici 2030. Seulement 119 MW sont en service sur le territoire MISO de ces deux États. C’est l’écart le plus important entre obligation et déploiement de tout le marché américain.
• L’Indiana est en tête de la zone MISO avec 337 MW de BESS opérationnels grâce à des contrats d’achat avec NIPSCO et AES Indiana, sans obligation législative. Ce modèle fonctionne mais n’offre aucune garantie juridique.
• Le Minnesota présente les meilleurs écarts TB4 temps réel pour 2025, à 243 $/MW-jour, renforçant le potentiel d’arbitrage. Cependant, des coûts de raccordement pouvant atteindre 80 millions de dollars créent un risque d’exécution significatif.

Pourquoi les revenus de marché seuls ne suffisent-ils pas pour rentabiliser un BESS dans la zone MISO ?

Le système MISO se tend. Les prix des enchères de capacité estivale sont passés de 30 $/MW-jour en 2024 à 666 $/MW-jour en 2025. Pourtant, même à ces prix, les revenus de capacité couvrent moins de 15 % des besoins annuels d’un projet BESS de quatre heures. L’arbitrage énergétique et les services système doivent compléter le reste.

Mais les écarts varient trop fortement pour garantir la rentabilité d’un projet. Les écarts day-ahead sur quatre heures au hub Indiana sont passés de 202 $/MW-jour en 2022 à 101 $/MW-jour en 2023, puis remontés à 163 $/MW-jour en 2025. Cette variation de 50 % d’une année sur l’autre rend les prévisions de revenus incertaines pour le financement de projet. En dehors du Minnesota, aucun État ne génère de manière régulière des rendements suffisants pour justifier un modèle purement marchand.

Trois profils de développeurs se dessinent :

• Prudents (Indiana, Missouri) : Contrats d’achat éprouvés avec les opérateurs, files d’attente gérables et infrastructure réseau existante. Moins de potentiel de hausse mais risque d’exécution réduit.
• Axés sur la croissance (Illinois, Michigan) : Les obligations garantissent les plus grands objectifs de capacité mais impliquent de naviguer dans des procédures d’autorisation encore non éprouvées et une incertitude juridique.
• Centrés sur l’arbitrage (Minnesota) : La meilleure rentabilité marchande de la zone MISO, mais uniquement accessible aux développeurs capables d’absorber les coûts de raccordement.

L’Illinois et le Michigan imposent 5 500 MW mais n’en exploitent que 119 MW

Les obligations législatives ne laissent aucune marge de manœuvre aux opérateurs : ils doivent acquérir la capacité BESS définie, quel que soit l’état du marché. L’Illinois et le Michigan sont les seuls États MISO à disposer de ce mécanisme. Ensemble, ils visent 5 500 MW. Aujourd’hui, seuls 119 MW sont en service. Les deux États font face à un écart entre ambition politique et déploiement effectif.

L’Illinois vise 3 000 MW d’ici 2030 à partir d’une base de 4 MW

L’Illinois a adopté en janvier 2026 le Clean and Reliable Grid Affordability Act. Cette loi impose 3 000 MW de BESS d’ici 2030 sur les territoires d’Ameren et ComEd. Actuellement, seuls 4 MW sont en service dans la zone MISO de l’Illinois ; 96 MW supplémentaires fonctionnent dans le territoire ComEd côté PJM. La zone MISO d’Ameren offre une opportunité quasi vierge avec une congestion de file d’attente quasi nulle comparée au Michigan ou au Minnesota. Cependant, aucun projet n’a encore été achevé côté MISO, ce qui prive les prêteurs de toute référence de performance.

Le Michigan vise 2 500 MW d’ici 2029, le calendrier le plus ambitieux

Le Michigan s’est fixé un objectif de 2 500 MW pour DTE Energy et Consumers Energy d’ici 2029, soit un an avant tous les autres États MISO. L’État exploite aujourd’hui 115 MW. La loi Public Act 233 permet aux développeurs de contourner le zonage local pour les projets de plus de 50 MW via la Commission des services publics du Michigan. Dans un contexte où l’opposition locale a souvent bloqué les projets, cela constitue un avantage significatif.

Deux risques menacent cet avantage :

• Contraintes de transport : La péninsule inférieure du Michigan est reliée au reste du réseau MISO par quelques corridors à haute tension. Tant que les améliorations de transport à long terme de MISO ne sont pas réalisées, les projets BESS éloignés des capacités existantes s’exposent à des coûts de renforcement du réseau significatifs.
• Défis liés à la loi PA 233 : 109 municipalités du Michigan contestent la mise en œuvre de la PA 233 devant la cour d’appel de l’État. En cas de victoire, les développeurs perdraient la possibilité de contourner les autorisations locales hostiles.

Minnesota, Missouri et Indiana misent sur les contrats d’achat, pas sur les obligations

Les obligations offrent à l’Illinois et au Michigan une sécurité juridique que les États IRP ne peuvent garantir. Les trois autres États s’appuient sur des cycles de planification des opérateurs susceptibles d’être révisés ou abandonnés tous les trois à cinq ans. Pour les développeurs, cela implique un profil de risque fondamentalement différent.

Le Minnesota combine le meilleur arbitrage avec le risque de raccordement le plus élevé

Le plan IRP de Xcel Energy vise 1 230 MW de BESS d’ici 2030. Le taux de pénétration de l’éolien à 60 % dans l’État a permis d’atteindre des écarts day-ahead sur quatre heures de 243 $/MW-jour, soit plus qu’ailleurs dans la zone MISO.

Néanmoins, les coûts de raccordement tempèrent ces atouts. Un développeur a récemment retiré un projet de 100 MW après que MISO lui a assigné 80 millions de dollars de coûts de renforcement du réseau. Les développeurs capables d’assumer ce risque bénéficieront d’un avantage de premier entrant.

Le Missouri prévoit 1 000 MW d’ici 2030 grâce au remplacement de centrales à charbon

Le plan IRP d’Ameren Missouri prévoit 1 000 MW de BESS d’ici 2030, principalement grâce au remplacement des centrales à charbon. Le coût du foncier à 4 800 $/acre est presque deux fois moins élevé qu’en Illinois ou en Indiana. La file d’attente de six projets est la plus réduite de la zone MISO.

Cependant, il n’existe pas de cadre d’autorisation au niveau de l’État pour les BESS autonomes au Missouri. Chaque projet nécessite une approbation locale, et certaines juridictions limitent les BESS à un usage accessoire au solaire.

Au 11 février 2026, le Missouri a approuvé son premier projet BESS de 400 MW, couvrant 40 % du plan IRP annoncé par Ameren.

L’Indiana démontre que les contrats d’achat fonctionnent sans obligation

L’Indiana est en tête de la zone MISO avec 337 MW de BESS opérationnels, tous construits via des contrats d’achat avec NIPSCO et AES Indiana. L’épine dorsale 765 kV d’AEP offre des points d’injection haute tension sur les sites de centrales à charbon en fin de vie, avec des coûts de renforcement minimes.

Comment les développeurs doivent-ils choisir entre ces cinq États ?

Les projets adossés à des contrats d’achat dans les États à obligation législative ont le plus de chances d’être réalisés. Le reste de la file de 49 GW devrait fortement diminuer. Entre ces cinq États, la question centrale est de savoir quels risques un développeur est prêt à assumer. Dans les États à obligation, le contrat d’achat garantit le revenu : les opérateurs achètent par obligation légale, non par choix. Cette obligation transforme un objectif législatif en flux de revenus contractuels acceptés par les financeurs de projets.