En septembre, les écarts top-bottom (TB4) en temps réel sur quatre heures au hub de l’Indiana ont atteint en moyenne 1 021 $/MW-jour, soit une hausse de 235 % par rapport à l’an dernier. Les écarts Day-Ahead dans le MISO ont atteint en moyenne 422 $/MW-jour, soit +142 % en glissement annuel.

Un BESS dans le nord du MISO aurait pu gagner 495 $/MW-jour et un dans le sud du MISO 488 $/MW-jour. Les deux résultats sont à moins de 1 % d’écart, soit un écart plus faible que les 3 % observés en août et les 90 % en juillet.

Pourtant, les régions ont convergé malgré des stratégies de dispatch différentes. L’arbitrage énergétique Day-Ahead a rapporté 21 $/MW-jour de plus au nord qu’au sud du MISO, un écart plus large que celui de 9 $/MW-jour en août. La régulation a soutenu les deux régions, puisqu’elle s’efface sur l’ensemble du marché. La régulation Day-Ahead s’est effacée à 23 $/MWh, soit 28 % de plus que septembre 2025 et 35 % au-dessus d’août.

Deux soirées ont porté l’essentiel des revenus du mois. Les 2 et 17 septembre ont rapporté ensemble 1 692 $/MW dans le nord du MISO, soit 12 % des revenus du mois pour seulement 7 % des jours.

Points clés à retenir

• Le nord et le sud du MISO ont convergé à moins de 1 % d’écart, à 495 $/MW-jour et 488 $/MW-jour respectivement.
• Les revenus d’arbitrage Day-Ahead ont creusé l’écart régional de 12 $/MW-jour d’un mois sur l’autre, tandis que la régulation et l’énergie en temps réel l’ont réduit de 16 $/MW-jour.
• Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 1 021 $/MW-jour contre 422 $/MW-jour pour le Day-Ahead, soit une hausse de 235 % et 142 % en glissement annuel. Toutefois, le temps réel a payé moins que le Day-Ahead sur 16 des 28 jours.
• Les prix ont passé 35 minutes au plafond de 10 000 $/MWh du MISO le 17 septembre et 25 minutes le 2 septembre. Pour un BESS en exploitation, ces deux soirées ont assuré la majorité des revenus mensuels.

Ce qu’un vBESS a gagné dans le MISO en septembre

Les benchmarks vBESS (BESS virtuel) de Modo Energy modélisent les revenus qu’une batterie aurait pu générer en s’ajustant aux prix du marché. Le benchmark du nord du MISO est situé au hub de l’Indiana et celui du sud au hub de l’Arkansas.

La régulation Day-Ahead a rapporté 318 $/MW-jour dans le nord du MISO et 330 $/MW-jour dans le sud. Les deux ont progressé d’un mois sur l’autre, respectivement de 82 $/MW-jour et 93 $/MW-jour.

L’arbitrage énergétique Day-Ahead a ajouté 176 $/MW-jour dans le nord du MISO contre 155 $/MW-jour dans le sud. L’énergie en temps réel a rapporté moins de 3 $/MW-jour dans les deux régions.

À quoi ressemblaient les écarts TB dans le MISO en septembre

Les écarts TB4 Day-Ahead au hub de l’Indiana ont atteint en moyenne 422 $/MW-jour sur 29 jours, soit +142 % en glissement annuel. Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 1 021 $/MW-jour sur 28 jours, soit +235 % en glissement annuel.

Cependant, la moyenne du temps réel est fortement influencée par deux jours exceptionnels, les 2 et 17 septembre. Le temps réel a payé moins que le Day-Ahead sur 16 des 28 jours couverts par le benchmark, soulignant l’impact majeur de ces deux journées.

En parallèle, les prix en temps réel au hub de l’Indiana ont atteint en moyenne 84 $/MWh, soit +90 % par rapport à 44 $/MWh un an plus tôt. Le Day-Ahead s’est effacé à 60 $/MWh contre 47 $/MWh au hub de l’Arkansas.

À quoi ressemblaient les prix dans le MISO pendant les deux jours de rareté

Le 2 septembre a établi le record de demande du mois à 123 GW. Les prix sur cinq minutes ont atteint le plafond de 10 000 $/MWh du MISO (Value of Lost Load) pendant 25 minutes ce soir-là, comme détaillé dans l’analyse événements extrêmes de Modo Energy.

Le 17 septembre a généré le plus grand écart sur une demande typique. Les prix sont restés 35 minutes au plafond, entre 17h55 et 18h40, alors que la charge atteignait 103 GW.

En conséquence, les écarts se sont accentués. Le 17 septembre, l’écart TB4 en temps réel a atteint 11 828 $/MW-jour contre 5 924 $/MW-jour le 2 septembre.

Le hub de l’Arkansas a également plafonné aux mêmes moments que celui de l’Indiana lors des deux soirées. La rareté a touché l’ensemble du réseau plutôt qu’un seul hub, ce qui explique pourquoi le sud du MISO en a aussi profité.

À quoi ressemblait la pile d’approvisionnement en septembre et qu’est-ce qui a causé le pic du 17 ?

En septembre, la demande a atteint en moyenne 86 GW, soit +12 % en glissement annuel. Le solaire a produit en moyenne 5,5 GW, en baisse par rapport à 6,6 GW le mois précédent. La production éolienne a augmenté de 26 % depuis août, avec une moyenne de 8,3 GW en septembre.

Le 17 septembre, le système MISO disposait de très peu de marge dès le départ. Les arrêts forcés ont atteint 15,1 GW, le quatrième niveau le plus élevé du mois, tandis que la maintenance planifiée s’établissait à 18 GW, dans la moyenne.

De plus, aucune production n’est venue compenser. Le solaire a chuté de 8,8 GW entre 16h et 19h. Le gaz tournait déjà à 44 GW et n’a ajouté que 1,7 GW. La production totale du MISO a baissé de 4,7 GW sur ces trois heures.

Habituellement, l’éolien empêche les prix de flamber lors de la baisse du solaire. Mais le 17, l’éolien n’a fourni en moyenne que 3,9 GW entre 16h et 21h, soit moins de la moitié de la moyenne mensuelle de 8,3 GW et la deuxième soirée la plus basse de septembre. Le système est donc resté tendu tout au long de la soirée du 17 septembre et les prix ont atteint le plafond.

Comment les prix de la régulation ont réagi dans le MISO en septembre

La régulation Day-Ahead a ancré la pile des services auxiliaires à 23 $/MWh, soit +28 % en glissement annuel, et reste la principale source de revenus du benchmark.

Régulation et énergie se réajustent ensemble, car conserver de la capacité pour la régulation implique un coût d’opportunité de ne pas vendre cette énergie. Comme l’énergie Day-Ahead à l’Indiana Hub a augmenté de 29 % depuis août, la régulation a suivi.

La régulation en temps réel a atteint en moyenne 38 $/MWh, soit +68 % en glissement annuel. Elle a culminé à 304 $/MWh le 17 septembre et 98 $/MWh le 2 septembre, ses deux journées les plus élevées du mois.

Ce que septembre signifie pour les batteries dans le MISO

Pour un BESS en exploitation, septembre a été marqué par deux soirées à fort potentiel de revenus et 27 journées typiques de mi-saison. De plus, les prix de la régulation ont aussi bondi lors de ces épisodes de rareté. Ces pics devraient diminuer à mesure que de nouvelles batteries satureront un marché à volume fixe.

Comme la mi-saison entraîne des arrêts de maintenance et de ravitaillement, les prix en temps réel pourraient continuer à profiter aux BESS bien positionnés dans le MISO.