Le pipeline d'interconnexion de MISO comprend 68 GW de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), mais seulement 5 GW disposent d'un accord d'interconnexion de générateur signé (GIA). Les développeurs ont retiré 52 % des 106 GW de BESS demandés dans la file principale de MISO depuis 2015.

La plus grande part du pipeline, soit 14 GW, se trouve dans le Michigan. L'objectif de stockage d'énergie de l'État fixé à 2,5 GW d'ici 2029 suscite l'intérêt des développeurs. Cependant, la région d'étude couvrant la péninsule inférieure du Michigan est saturée, donc les nouvelles demandes doivent attendre le prochain cycle. L'Illinois impose également 3 GW de BESS d'ici 2030 dans le cadre de sa loi pour un réseau électrique fiable et abordable (CRGA).

Le gaz naturel représente 51 % du nouveau cycle de la file MISO, DPP-2026, et les batteries 26 %. Si ces projets voient le jour, ils pourraient réduire les écarts de prix journaliers sur lesquels les exploitants de BESS réalisent leurs revenus.

Points clés à retenir

• Les 14 GW du Michigan représentent 21 % du pipeline BESS de MISO, et le plafond DPP-2026 de l'État est atteint.
• Seuls 5 GW du pipeline de 68 GW disposent d'un accord signé, dont 3 GW via l'étude accélérée d'ajout de ressources de MISO (ERAS).
• Le gaz naturel représente 51 % des 78 GW soumis à DPP-2026, suivi par le BESS avec 26 % de la part totale.
• Si elles sont construites, les 39 GW de gaz naturel et 20 GW de BESS du DPP-2026 réduiraient l'écart maximal-minimal sur quatre heures, ce qui impacte fortement les BESS marchands.
• Les développeurs ont retiré 52 % des 106 GW de BESS demandés dans la file principale de MISO, tandis que 23 GW sont encore au deuxième point de décision.

14 GW du pipeline BESS de MISO sont situés dans le Michigan, mais la région DPP-2026 est saturée

Sur les 58 GW de BESS avec un État renseigné, 14 GW sont situés dans le Michigan, soit la plus grande part parmi tous les États. L'Indiana et l'Illinois comptent chacun 10 GW, et le Minnesota 7,4 GW.

La phase de planification définitive (DPP), qui constitue la file principale de MISO, étudie les projets dans cinq régions : Ouest, Centre, Sud, Est (ATC) et Est (ITC). American Transmission Company dessert l'Est (ATC), couvrant le Wisconsin et la péninsule supérieure du Michigan. ITC Holdings dessert l'Est (ITC), couvrant la péninsule inférieure. La plupart des projets de l'Indiana et de l'Illinois se situent dans la région centrale, et ceux du Minnesota à l'ouest.

DPP-2026, le cycle le plus récent, limite la capacité d'admission de chaque région, mesurée en MW d'interconnexion demandés. Les développeurs ont rempli le plafond de 11 GW de l'Est (ITC), ce qui impacte uniquement les nouvelles demandes. Parmi les capacités restantes, 9,9 GW, soit 86 %, se trouvent dans les régions Centrale et Est (ATC).

Seuls 5 GW du pipeline de 68 GW disposent d'un accord signé

MISO a signé des accords pour 5 GW de BESS. Parmi ceux-ci, 3 GW proviennent du programme ERAS et 2 GW de la DPP. Le gaz naturel totalise 22 GW signés, dont 15 GW via la voie accélérée ERAS.

Sur les 63 GW sans accord, 36 GW sont en cours d'étude, principalement en phase 2, la deuxième des trois phases d'étude DPP. Le reste se situe hors DPP : demandes DPP-2026 (pas encore étudiées) et demandes de surplus utilisant la capacité de sites existants.

MISO gère sa file accélérée, ERAS, en parallèle de la DPP. ERAS admet les projets validés par un régulateur d'État pour répondre à un besoin de charge ou d'adéquation des ressources, et ceux-ci doivent être opérationnels sous trois ans.

Après le Cycle 5, il ne reste que huit créneaux de choix de détail en Illinois et au Michigan sur une limite de 68 projets. Avec ces créneaux limités et la fermeture d'ERAS prévue en 2027, les nouvelles demandes BESS passent par la DPP ou en surplus sur des sites existants.

Le gaz naturel représente 51 % de DPP-2026, suivi par le BESS à 26 %

Le gaz naturel constitue 51 % des 78 GW soumis à DPP-2026 au 18 septembre, contre 2 % en DPP-2021 et 34 % en DPP-2025.

Le BESS arrive en deuxième position avec 20 GW, soit 26 %. Ensemble, le gaz et le BESS représentent 76 % des soumissions.

La file d'attente a également diminué et changé de composition. DPP-2022 comptait 161 GW de soumissions, dont 48 % de solaire, contre 78 GW pour DPP-2026. Le gaz naturel est passé de 4,7 GW à 39 GW sur ces cycles, tandis que le solaire a chuté de 77 GW à 6,7 GW. Le BESS est passé de 33 GW en DPP-2022 à 10 GW en DPP-2025, puis a bondi de 95 % à 20 GW.

Les crédits d'impôt fédéraux expliquent en grande partie le déclin du solaire. Selon la loi One Big Beautiful Bill Act, l'éolien et le solaire perdent les crédits sauf s'ils sont en construction avant le 4 juillet 2026 ou en ligne avant 2028. Les projets DPP-2026 ne peuvent pas respecter ces échéances, tandis que le BESS conserve son crédit jusqu'en 2033.

Si elles sont construites, les 59 GW de gaz naturel et de BESS du DPP-2026 réduiraient les écarts de prix

Les 39 GW de gaz naturel et 20 GW de BESS du DPP-2026 réduiraient l'écart maximal-minimal sur quatre heures s'ils sont réalisés. Le gaz ajoute de l'offre lors du pic du soir, quand le solaire baisse, ce qui réduit le sommet de l'écart. Le BESS se charge pendant les heures à bas prix et se décharge au pic, ce qui relève le bas et abaisse le haut.

Les prévisions de revenus de Modo Energy estiment qu'un BESS de quatre heures générerait entre 50 000 et 85 000 $/MW/an de 2027 à 2049, selon trois scénarios.

La baisse du solaire compense partiellement ce resserrement. Le solaire fait baisser les prix en milieu de journée, ce qui peut élargir l'écart de revenus des BESS, et DPP-2026 n'inclut que 6,7 GW de solaire contre 77 GW en DPP-2022.

Les écarts plus étroits impactent surtout les BESS marchands, qui tirent directement leurs revenus de l'arbitrage. Les projets sans contrat avec un fournisseur d'électricité ou sans appel d'offres public sont les plus exposés et pourraient être retirés si les écarts de MISO ne permettent pas un modèle marchand viable.

Les développeurs ont retiré 52 % des BESS demandés dans la file principale de MISO

Les développeurs ont retiré 55 GW, soit 52 %, des 106 GW de BESS demandés dans la file principale de MISO depuis 2015. Il reste encore 49 GW dans la file, donc la part finale de retraits pourrait augmenter. Les 2 GW restants disposent d'un GIA signé, et aucun n'est listé comme étant en service selon l'export de la file MISO.

Les retraits se concentrent en phase 2. Sur les 154 GW retirés tous combustibles confondus au T3 et T4 2025, 91 % l'ont été en phase 2. Le BESS représentait 29 GW, dont 94 % en phase 2.

Les développeurs ont retiré 44 % des demandes de gaz naturel dans la file principale et 58 % du solaire, contre 52 % pour le BESS.

Les points de décision sont les moments où les coûts de renforcement du réseau sont attribués, après quoi les dépôts deviennent non remboursables. Les BESS DPP-2025 ont perdu 57 % de leurs 10 GW d'ici avril 2026, principalement au premier point de décision. Un BESS de 100 MW doit déposer 8 000 $/MW, soit 800 000 $, de dépôt de disponibilité et en perd 10 % au premier point de décision et 35 % au second.

Entre 23 GW de batteries, issues de DPP-2022 et DPP-2023, n'ont pas encore passé leur deuxième point de décision. Chaque retrait de 100 MW à ce stade entraîne une perte de 280 000 $. Pour les 23 GW concernés, environ 65 millions de dollars de dépôts ont été nécessaires pour garantir une place dans la file.

Qu'est-ce que cela signifie pour les nouveaux projets dans la file ?

L'objectif de 2,5 GW du Michigan est déjà partiellement sous contrat. Les projets représentant les 82 % restants du BESS en file doivent obtenir d'autres contrats ou générer des revenus marchands, sinon ils seront retirés. Les 3 GW de l'Illinois sont répartis entre Ameren Illinois dans MISO et Commonwealth Edison dans PJM, face à 10 GW en file sur la zone Illinois de MISO.

Les nouvelles demandes BESS dans la péninsule inférieure du Michigan sont reportées à DPP-2027, derrière les demandes déjà au-dessus du plafond de l'Est (ITC). Ailleurs, MISO remplit chaque plafond régional séquentiellement selon la date de dépôt jusqu'à la clôture des candidatures le 15 janvier 2027.