MISO exige que les producteurs garantissent leur capacité à fournir de l’électricité lors des pics de demande. Cette obligation se négocie sur un marché de capacité. Les batteries peuvent la vendre.

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L’Enchère de Ressources de Planification (PRA) de MISO ne couvre que 10 % des besoins en capacité de la région. Les fournisseurs d’énergie assurent le reste via des contrats bilatéraux et des plans de ressources intégrés. Pour trois des quatre années de planification précédentes (PY 2019-22), le prix de l’enchère était inférieur à 10 $/MW-jour. L’été 2025-26 a tout changé : 666,50 $/MW-jour, soit une hausse de 22 fois par rapport à l’année précédente (~30 $/MW-jour).

Deux évolutions structurelles expliquent 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 inclinée à la baisse a remplacé l’ancien système de tarification tout ou rien. Désormais, la réduction du matelas se traduit directement par une hausse des prix.

À retenir

• Le prix de l’enchère PRA d’été de MISO a été multiplié par 22 d’une année sur l’autre, passant de 30 $/MW-jour en 2024-25 à 666,50 $/MW-jour en 2025-26, portant le prix annualisé à environ 215 $/MW-jour.
• L’excédent du système a diminué de 60 % sur trois années de planification (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 2025-26.
• L’été concentre 78 % de la valeur annuelle de capacité, générant un risque de concentration des revenus saisonniers.
• Les batteries de quatre heures bénéficient d’un crédit de capacité administratif de 95 %, le plus élevé parmi les ISOs américains. Une nouvelle méthodologie DLoL (Direct Loss of Load) remplacera ce crédit par défaut en 2028-29, et devrait le ramener 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 des zones en cas de contraintes locales.

Détail important : puisque la PRA ne gère que la marge résiduelle, de faibles variations d’excédent entraînent de fortes fluctuations de prix.

La refonte de la courbe de demande MISO a-t-elle changé la tarification ?

L’enchère utilisait auparavant une courbe de demande verticale. Un déplacement d’un gigawatt dans l’offre pouvait faire passer le prix de quasi-zéro au plafond du coût d’entrée d’une nouvelle unité (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), même si la marge était mince.

Cela a entraîné des situations extrêmes. En 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 excédent, ont dégagé des prix proches de zéro. La première enchère saisonnière (2023-24) a vu les prix chuter à 10-15 $/MW-jour avec le retour de l’excédent Nord/Centre. En 2024-25, l’été est remonté à 30 $/MW-jour. La courbe verticale ne permettait pas de refléter la réduction de la marge entre excédent et déficit.

La FERC a approuvé une courbe de demande basée sur la fiabilité et inclinée à la baisse (RBDC) pour 2025-26. La RBDC valorise chaque MW selon sa contribution à la fiabilité. Une offre plus tendue entraîne désormais des prix proportionnellement plus élevés. Le CONE 2025-26 varie de 321 $/MW-jour (LRZ 10) à 373 $/MW-jour (LRZ 5), qui servent de plafond dans chaque zone.

La RBDC a aussi introduit un mécanisme de sortie. Les entités assurant elles-mêmes la totalité de leur besoin peuvent se retirer de la PRA pendant trois années consécutives. L’enchère se concentre donc sur la capacité réellement non engagée, générant un signal de prix plus net.

Des marges en baisse ont fait bondir le prix d’été par 22

La hausse des prix suit la contraction de l’excédent. Trois facteurs principaux expliquent la baisse en 2025-26 :

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

De nouvelles installations ont partiellement compensé ces pertes. Malgré tout, l’excédent du système a chuté de 2,0 GW d’une année à 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 en 2024-25, à cause d’un déficit local de 872 MW. Ce stress zonal a anticipé la revalorisation générale un an plus tard.

L’Organisation des États MISO (OMS) prévoit dans son enquête 2025 un excédent de 1,4 à 6,1 GW pour l’été 2026. En 2027-28, la borne basse devient négative à -1,4 GW. La croissance de la demande (+2,2 %/an) dépasse les nouvelles interconnexions. Les centres de données et la relocalisation de l’industrie stimulent la demande. Plus de 300 GW sont en file d’attente tous types confondus. Si cette tendance se confirme, les prix élevés de la PRA devraient se maintenir jusqu’en 2027-28. MISO a lancé une file d’attente accélérée pour le gaz naturel et les BESS afin de répondre rapidement à la demande des data centers.

Comment la valeur varie-t-elle selon les saisons et les zones ?

L’été domine, concentrant 78 % de la valeur annuelle de capacité. L’automne 2025 s’est distingué : Nord/Centre à 91,60 $/MW-jour, Sud à 74,09 $/MW-jour. C’est la première fois que les prix divergent à ce niveau depuis la refonte saisonnière.

Cette différence entre sous-régions est importante pour l’implantation des batteries, même si l’écart reste faible aujourd’hui. Il pourrait toutefois s’accentuer si les retraits dans le Sud divergent.

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

Comment les batteries génèrent-elles des revenus de capacité chez 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, qui impose aux ISOs de créer des modèles dédiés au stockage d’énergie.

MISO attribue aux ESR un crédit de capacité par défaut selon la durée de puissance maximale :

• Systèmes deux heures : aucune donnée officielle publiée
• Systèmes quatre heures : 95 %
• Systèmes huit heures : 95 %

Le crédit de 95 % s’applique aussi bien aux systèmes de quatre qu’à huit heures. Prolonger la durée au-delà de quatre heures n’apporte pas de valeur de capacité supplémentaire selon la méthode actuelle.

Aux prix de compensation de 2025-26, ce crédit représente environ 75 $/kW-an pour les zones Nord/Centre (prix x jours x 0,95 de crédit, sur les quatre saisons). Cela dit, les développeurs doivent anticiper un retour possible des prix d’été vers 200-300 $/MW-jour.

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

À titre de comparaison, les autres ISOs créditent beaucoup moins les batteries quatre heures. Le graphique ci-dessous compare les accréditations entre PJM, NYISO et MISO.

Les développeurs qui arrivent aujourd’hui sur MISO tablent sur une fenêtre de deux ans avant ce changement. ​Avec les services système et l’arbitrage énergétique, les paiements de capacité peuvent constituer la base d’un investissement BESS sur MISO. La nouvelle courbe de demande, associée à la rareté, pourrait maintenir le marché de capacité MISO à des niveaux élevés jusqu’à la révision méthodologique prévue en 2028-2029.