L’Illinois est le seul État du MISO à accorder une incitation directe aux batteries distribuées. Sa loi sur l’accessibilité à un réseau propre et fiable (CRGA) ) prévoit une prime de 250 $/kWh pour les BESS autonomes, la première incitation au stockage à l’échelle de la distribution dans le MISO.

Guide gratuit de Modo EnergyExploiter l’IA dans l’investissement énergétique et la gestion d’actifsTransformer l’analyse du marché MISO en un processus reproductible ? Un guide pratique pour utiliser les outils IA dans vos équipes d’investissement et d’exploitation énergétique, avec des conseils concrets pour gagner en efficacité dès maintenant.Télécharger le guide →

Grâce au Virtual Benchmark de Modo Energy, nous pouvons estimer ce qu’une batterie autonome de 5 MW et quatre heures aurait rapporté en 2025. L’énergie rapporte 24 000 $/MW/an, la régulation 105 000 $/MW/an et la capacité 75 000 $/MW/an.

Points clés à retenir

• L’Illinois est le seul État du MISO à accorder une incitation directe aux batteries distribuées, offrant une prime CRGA de 250 $/kWh pour les BESS autonomes.
• Le BESS distribué ne représente que 10 % du parc batteries du MISO, soit 112 MW sur 7 États, mais il évite la file d’attente de 49 GW. 76 % du parc distribué appartient aux opérateurs historiques et est intégré dans les tarifs, donc le potentiel marchand reste largement inexploité.
• Une batterie de 100 kW peut accéder à tous les marchés de gros en tant que ressource de stockage électrique, contrairement à d’autres ISOs.
• Une batterie autonome de 5 MW en Illinois vendue sur les marchés de gros pourrait générer 271 000 $/MW/an, dont 25 % issus de la prime CRGA.
• Les prochaines incitations sont attendues principalement dans le MISO Nord, où les écarts de prix en temps réel sont les plus élevés et où plusieurs politiques sont en préparation.

Les batteries distribuées représentent 10 % du parc MISO, la file d’attente leur a donné une avance

Le parc batteries du MISO en service atteint 1 162 MW, dont les systèmes à l’échelle de la distribution (moins de 20 MW) totalisent 112 MW répartis sur 7 États.

Cette part de 10 % a bénéficié d’un avantage structurel d’accès au marché, alors que les BESS à grande échelle nécessitent des autorisations supplémentaires. Les batteries à l’échelle industrielle attendent dans une file d’attente d’interconnexion de 49 GW qui prend 3,2 ans à résorber. Un projet connecté à la distribution l’évite et se raccorde selon les règles de l’État et de l’opérateur. Ainsi, un BESS distribué peut arriver sur le marché alors qu’un projet en file d’attente est encore à l’étude.

76 % du parc appartient aux opérateurs historiques et est intégré dans les tarifs plutôt qu’aux projets de gros. Les projets marchands, construits par des développeurs, représentent une part plus faible mais en croissance, car les batteries de 100 kW ou plus peuvent désormais accéder aux marchés de gros.

En Illinois et en Arkansas, chaque batterie distribuée en service est couplée à du solaire.

Une batterie distribuée peut participer aux marchés de gros du MISO

Contrairement à d’autres marchés, le MISO permet à une batterie connectée à la distribution de 100 kW ou plus de participer directement à l’énergie, à la régulation et à la capacité, sans agrégation.

Par exemple, le tarif Value of Distributed Energy Resources (VDER) de New York impose un choix entre compensation étatique et revenus de gros. Le MISO n’impose pas ce compromis.

La plupart du parc en service n’a pas opté pour cette voie et privilégie un retour sur tarif, d’où le potentiel marchand encore ouvert. Le modèle marchand favorise les batteries de longue durée, car le MISO exige au moins quatre heures d’autonomie pour accéder à son marché de capacité.

Seul l’Illinois offre une visibilité ferme sur les revenus, les autres États explorent leurs options

Cinq États du MISO méritent une comparaison pour un développeur, et ils diffèrent fortement sur le montant des revenus accessibles. Le reste du parc se situe dans des États sans cadre du tout.

L’Illinois est le seul à offrir une incitation directe aux développeurs. Sa prime CRGA verse 250 $/kWh aux BESS autonomes, montant porté à 300 $/kWh pour les systèmes éligibles à la revente nette jusqu’à au moins juin 2028 (date seuil prévue par la loi).

Selon la loi, le pilotage autonome est volontaire, donc le développeur est rémunéré sans perdre le contrôle du pilotage. Le VPP rider déposé par Ameren n’a pas encore intégré cette exception pour les systèmes en amont du compteur, ce qui pourrait déterminer si la voie marchande reste ouverte.

Les développeurs réagissent déjà à ce changement de politique. Base Power, après une levée de fonds d’un milliard de dollars, s’implante en Illinois pour le programme de pilotage VPP du CRGA. Son arrivée montre que l’opportunité attire des développeurs bien financés.

D’autres États du MISO Nord explorent des options politiques :

• Minnesota : Xcel possède directement ses batteries distribuées via Capacity*Connect, jusqu’à 200 MW d’ici 2028, sans accès tiers.
• Michigan : le régulateur impose aux opérateurs d’intégrer les VPP dans leurs plans, signal avant un marché.
• Missouri : les clients commerciaux et industriels peuvent participer à la réponse à la demande de gros, mais sans incitation.
• Wisconsin : le parc distribué le plus important (30 MW), sans cadre réglementaire.

L’Illinois ouvre la voie, le MISO Nord décidera si d’autres suivent

Pour l’instant, l’Illinois fait cavalier seul. C’est le seul État du MISO à rémunérer directement une batterie distribuée, et la prime rend les revenus sécurisables.

Reste à savoir si l’Illinois sera le premier d’une longue série, ce qui dépendra du MISO Nord. Le Michigan est le plus avancé. Ses projets de loi sur les VPP (SB 731 et 732) ont franchi la commission en mars 2026. Par ailleurs, le régulateur impose aux opérateurs de modéliser les VPP dans leurs plans. Le Minnesota affiche les écarts top-bottom en temps réel les plus élevés, offrant un potentiel marchand si des incitations apparaissent pour les développeurs.