MISO exige que les producteurs garantissent leur capacité à fournir de l’électricité pendant les pics de demande. MISO négocie cette obligation via un marché de capacité. Les batteries peuvent la vendre.

La Planning Resource Auction (PRA) de MISO ne couvre que 10 % des besoins en capacité de la région. Les fournisseurs d’électricité auto-approvisionnent le reste via des contrats bilatéraux et des plans intégrés de ressources. Lors de trois des quatre années de planification précédant la saison (PY 2019-22), l’enchère s’est conclue à moins de 10 $/MW-jour. L’été 2025-26 a changé la donne : 666,50 $/MW-jour, soit une hausse de 22 fois par rapport à l’année précédente (~30 $/MW-jour).

Deux changements structurels ont provoqué cette hausse. L’excédent du système a chuté de 60 %, passant de 6,5 GW à 2,6 GW. Cela a supprimé le coussin qui maintenait les prix bas. Une nouvelle courbe de demande décroissante a remplacé l’ancien système de tarification tout ou rien. Le rétrécissement du coussin se traduit désormais directement par une hausse des prix.

À retenir

• Le prix de compensation de la PRA d’été de MISO a été multiplié par 22 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 diminué 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 retirés ou suspendus rien qu’en PY 2025-26.
• L’été concentre 78 % de la valeur annuelle de capacité, créant un risque de concentration saisonnière des revenus.
• Les batteries de quatre heures bénéficient d’un crédit administratif de capacité de 95 %, le plus élevé parmi les ISOs américains. Une nouvelle méthodologie Direct Loss of Load (DLoL) remplacera ce taux par défaut en 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 des zones individuelles en cas de contraintes locales.

Point clé : comme la PRA ne traite que la marge résiduelle, de petits changements dans l’excédent entraînent de grandes variations de prix.

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

L’enchère utilisait auparavant une courbe de demande verticale. Un déplacement d’un gigawatt de l’offre pouvait faire passer le prix de quasi-nul au plafond du coût d’entrée de nouvelle capacité (CONE). Il n’y avait rien entre les deux. L’ancienne courbe payait quasi zéro dès que l’offre dépassait l’exigence de marge de réserve de planification (PRMR), peu importe la minceur de la marge.

Le résultat : des situations extrêmes. En année de planification 2022-23, les zones Nord/Centre affichaient un déficit de 1,2 GW par rapport au PRMR et ont atteint le CONE. Les zones Sud, en excédent, ont compensé près de zéro. La première enchère saisonnière (PY 2023-24) a vu les prix s’effondrer à 10-15 $/MW-jour, à mesure que l’excédent Nord/Centre se reconstituait. L’année de planification 2024-25 a légèrement augmenté à 30 $/MW-jour en été. La courbe verticale ne permettait pas de valoriser la réduction de la marge entre excédent et déficit.

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 des prix proportionnellement plus élevés. Pour 2025-26, le CONE varie de 321 $/MW-jour (LRZ 10) à 373 $/MW-jour (LRZ 5), ces valeurs fixant le plafond dans chaque zone.

La RBDC a également introduit un mécanisme de retrait. Les entités de distribution (LSEs) qui auto-approvisionnent l’intégralité de leur obligation peuvent sortir de la PRA pendant trois années consécutives. Ainsi, l’enchère ne concerne désormais que la capacité réellement non engagée, générant un signal de prix plus précis.

Le resserrement des marges a multiplié par 22 le prix d’été

L’augmentation des prix suit la réduction de l’excédent. Trois facteurs principaux expliquent la baisse pour l’année de planification 2025-26 :

• 3,3 GW de production thermique retirés ou suspendus
• 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 l’exigence de marge de réserve de planification a accentué le déficit

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

Le resserrement a commencé plus tôt au niveau zonal. En particulier, la zone 5 (Missouri) a atteint son plafond CONE de 719,81 $/MW-jour en 2024-25, en raison d’un déficit local de 872 MW. Ce stress zonal annonçait 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. Dès 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 stimulent la demande. Plus de 300 GW sont en file d’attente toutes technologies confondues. Si cette tendance se poursuit, les prix élevés des PRA devraient durer au moins jusqu’à 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 centres de données à court terme.

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

L’été domine, concentrant 78 % de la valeur annuelle de capacité. L’automne 2025 a marqué une divergence : Nord/Centre à 91,60 $/MW-jour, Sud à 74,09 $/MW-jour. C’était la première fois qu’une scission de prix apparaissait au niveau des sous-régions depuis la refonte saisonnière.

Cette différence régionale compte pour l’implantation des batteries, même si l’écart reste faible aujourd’hui. Il pourrait toutefois s’accentuer si les tendances de retrait dans le Sud divergent.

L’étude LOLE (Loss of Load Expectation) de MISO pour 2026-27 signale un changement saisonnier : la marge de réserve hivernale passe à 18,9 %, l’été se maintenant 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 chez MISO ?

Les batteries participent à la PRA en tant que ressources de stockage électrique (ESRs). 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 ESRs un crédit de capacité par défaut basé sur la durée maximale de décharge :

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

Le crédit de 95 % s’applique aussi bien aux systèmes de quatre qu’à ceux de huit heures. Une durée supérieure à quatre heures n’apporte pas de valeur de capacité supplémentaire selon la méthodologie actuelle.

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

Comment cela se compare-t-il aux autres ISOs ?

En comparaison, les autres ISOs créditent beaucoup moins les batteries de quatre heures. Le graphique ci-dessous compare l’accréditation entre PJM, NYISO et MISO.

Les développeurs qui entrent sur MISO aujourd’hui tablent sur une fenêtre de deux ans avant ce changement. ​En complément des services auxiliaires et de l’arbitrage énergétique, les paiements de capacité peuvent constituer le socle d’un investissement BESS chez MISO. La nouvelle courbe de demande, associée à la rareté, signifie que le marché de capacité MISO pourrait afficher des prix plus élevés que lors des précédentes enchères jusqu’à la révision méthodologique prévue pour PY 2028-2029.

Pour plus d’informations sur les études MISO de Modo Energy, contactez william@modoenergy.com.