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

Un BESS situé dans le nord du MISO aurait pu générer 495 $/MW-jour, contre 488 $/MW-jour dans le sud du MISO. L’écart entre les deux n’est que de 1 %, inférieur à l’écart de 3 % observé en août et aux 90 % de juillet.

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

Deux soirées ont porté la majeure partie des revenus du mois. Les 2 et 17 septembre ont rapporté ensemble 1 692 $/MW dans le nord du MISO, soit 12 % des revenus de septembre sur seulement 7 % des jours du mois.

Points clés à retenir