MISO exige que les producteurs garantissent leur capacité à fournir de l'électricité lors des pics de demande. MISO échange cette obligation via un marché de capacité. Les batteries peuvent la vendre.

La Vente aux enchères de ressources de planification (PRA) de MISO ne couvre que 10% des besoins en capacité de la région. Les fournisseurs d'électricité assurent le reste via des contrats bilatéraux et des plans de ressources intégrés. Lors de trois des quatre années de planification précédant la saison (PY 2019-22), le prix de l'enchère était inférieur à 10 $/MW-jour. L'été 2025-26 a changé la donne : 666,50 $/MW-jour, soit une multiplication par 22 par rapport à l'année précédente (environ 30 $/MW-jour).

Deux évolutions structurelles ont causé cette hausse. L'excédent du système a chuté de 60 %, passant de 6,5 GW à 2,6 GW. Cela a supprimé le matelas qui maintenait les prix bas. Une nouvelle courbe de demande à pente descendante a ensuite remplacé l'ancien système de tarification tout ou rien. Le matelas rétréci se traduit désormais directement par des prix plus élevés.

Points clés à retenir

• Le prix de l'enchère estivale PRA de MISO a augmenté de 22x d'une année sur l'autre, passant de 30 $/MW-jour en PY 2024-25 à 666,50 $/MW-jour en PY 2025-26, portant le prix annualisé à environ 215 $/MW-jour.
• L'excédent du système a chuté de 60 % sur trois années de planification (PY 2023-24 à 2025-26), passant de 6,5 GW à 2,6 GW, avec 3,3 GW de production thermique arrêtée ou suspendue rien qu'en PY 2025-26.
• L'été capte 78 % de la valeur annuelle de capacité, créant un risque de concentration des revenus sur la saison estivale.
• Les batteries de quatre heures reçoivent un crédit de capacité administratif de 95 %, le plus élevé parmi les ISOs américains. Une nouvelle méthodologie « Direct Loss of Load » (DLoL) remplacera ce crédit par défaut à partir de l'année de planification 2028-29 et devrait le réduire à 50-65 %.

Comment fonctionne une enchère de capacité chez MISO ?

Le tableau ci-dessous résume le fonctionnement des enchères MISO. Les résultats sont publiés par sous-région (Nord/Centre et Sud), avec séparation par zones lorsque des contraintes locales s'appliquent.

Le point clé : comme la PRA ne traite que la marge résiduelle, de petits changements dans l'excédent entraînent de fortes variations de prix.

La refonte de la courbe de demande de MISO a-t-elle changé le prix de la capacité ?

L’enchère utilisait auparavant une courbe de demande verticale. Un déplacement d’un gigawatt dans l’offre pouvait faire passer le prix de presque zéro au plafond Coût d’entrée d’une nouvelle installation (CONE). Il n’y avait rien entre les deux. L’ancienne courbe payait presque zéro dès que l’offre dépassait l’exigence de marge de réserve de planification (PRMR), quelle que soit la faiblesse de la marge.

Le résultat était des extrêmes. Lors de l'année de planification 2022-23, les zones Nord/Centre étaient en déficit de 1,2 GW par rapport au PRMR et ont atteint le plafond CONE. Les zones Sud, en surplus, ont été réglées à presque zéro. La première enchère saisonnière (PY 2023-24) a vu les prix s'effondrer à 10-15 $/MW-jour alors que le surplus Nord/Centre se reconstituait. L’année de planification 2024-25 a légèrement augmenté à 30 $/MW-jour en été. La courbe verticale ne pouvait pas valoriser la marge de plus en plus étroite entre surplus et déficit.

La FERC a approuvé une courbe de demande basée sur la fiabilité et à pente descendante (RBDC) pour l’année de planification 2025-26. La RBDC valorise chaque MW selon sa contribution à la fiabilité. Une offre plus tendue entraîne désormais une hausse proportionnelle des prix. Le CONE pour 2025-26 varie de 321 $/MW-jour (LRZ 10) à 373 $/MW-jour (LRZ 5). Ces plafonds s’appliquent à chaque zone.

La RBDC a également introduit un mécanisme d’exclusion. Les entités de fourniture qui assurent elles-mêmes la totalité de leurs besoins peuvent sortir de la PRA pendant trois années consécutives de planification. L’enchère se concentre ainsi sur la capacité réellement non engagée, ce qui produit un signal de prix plus net.

Des marges plus serrées ont multiplié le prix estival par 22

La hausse des prix suit la diminution du surplus. Trois facteurs principaux expliquent la baisse pour l’année de planification 2025-26 :

• 3,3 GW de production thermique arrêtée ou suspendue
• 4,9 GW de capacité existante ont reçu une accréditation plus faible selon le nouveau cadre à quatre saisons
• Une augmentation de 0,8 GW de l’exigence de marge de réserve de planification a accentué l’écart

De nouvelles installations ont partiellement compensé ces pertes. Malgré cela, l’excédent du système a baissé de 2,0 GW d’une année sur l’autre.

Le resserrement a commencé plus tôt au niveau des zones. En particulier, la zone 5 (Missouri) a atteint son plafond CONE de 719,81 $/MW-jour lors de l’année de planification 2024-25. Un déficit local de 872 MW a provoqué ce dépassement. Ce stress zonal a annoncé la revalorisation à l’échelle du système un an plus tard.

L’Organisation des États MISO (OMS) prévoit, selon son enquête 2025, un excédent de 1,4 à 6,1 GW pour l’été 2026. D’ici l’année de planification 2027-28, la borne basse devient négative à -1,4 GW. La croissance de la demande (+2,2 % par an) dépasse les nouvelles interconnexions. Les centres de données et la relocalisation industrielle tirent la demande. Plus de 300 GW sont en file d’attente, toutes technologies confondues. Si cette tendance se poursuit, les prix élevés de la PRA devraient durer au moins jusqu’à l’année de planification 2027-28. MISO a mis en place une file d’attente accélérée pour le gaz naturel et les BESS afin de répondre à la demande des data centers à court terme.

Comment la valeur se répartit-elle selon les saisons et les zones ?

L’été domine, représentant 78 % de la valeur annuelle de capacité. L’automne 2025 a divergé : Nord/Centre à 91,60 $/MW-jour, Sud à 74,09 $/MW-jour. C’était la première fois qu’une différence de prix apparaissait entre sous-régions depuis la refonte saisonnière.

Cette différence entre sous-régions est importante pour le choix d’emplacement des batteries, même si l’écart reste faible aujourd’hui. Cependant, il pourrait s’accentuer si les schémas de retrait au Sud divergent.

L’étude Loss of Load Expectation (LOLE) pour l’année de planification 2026-27 de MISO signale un changement saisonnier. La marge de réserve hivernale est montée à 18,9 %. L’été est resté à 7,9 %. Si le resserrement hivernal se poursuit, la valeur de capacité pourrait se déplacer de l’été vers l’hiver.

Comment les batteries génèrent-elles des revenus de capacité dans MISO ?

Les batteries participent à la PRA en tant que ressources de stockage électrique (ESR). MISO a lancé ce modèle de participation le 1er septembre 2022, conformément à l’Ordre FERC 841. Cet ordre obligeait les ISOs à créer des modèles dédiés au stockage d’énergie.

MISO attribue aux ESR un crédit de capacité par défaut basé sur la durée maximale de décharge :

• Systèmes deux heures : aucune valeur officielle publiée par MISO
• Systèmes quatre heures : 95 %
• Systèmes huit heures : 95 %

Le crédit de 95 % s’applique de façon identique aux systèmes de quatre et huit heures. Au-delà de quatre heures, la durée supplémentaire n’ajoute aucune valeur de capacité selon la méthode actuelle.

Aux prix de compensation de l’année de planification 2025-26, ce crédit rapporte environ 75 $/kW-an dans les zones Nord/Centre (prix x jours x 0,95 de crédit, total sur les quatre saisons). Cela dit, les développeurs devraient tester la sensibilité à un retour du prix estival vers 200-300 $/MW-jour.

Comment cela se compare-t-il aux autres ISOs de l’Est ?

En comparaison, les autres ISOs attribuent un crédit nettement inférieur aux batteries quatre heures. Le graphique ci-dessous compare l’accréditation entre PJM, NYISO et MISO.

Les développeurs qui arrivent aujourd’hui sur MISO tablent sur une fenêtre de deux ans avant ce réajustement. ​En complément des services système et de l’arbitrage énergétique, les paiements de capacité peuvent constituer un socle d’investissement BESS dans MISO. La nouvelle courbe de demande, associée à la rareté, signifie que le marché de capacité de MISO pourrait afficher des prix plus élevés que les anciennes enchères jusqu’au changement de méthodologie prévu en PY 2028-2029.