MISO a absorbé deux chocs météorologiques extrêmes en trois semaines. Le 11 août, un derecho, tempête de vent de haute intensité, a traversé la zone de l’Iowa à la vallée de l’Ohio avec des rafales atteignant 159 km/h, coupant l’électricité à plus d’un million de clients. Du 31 août au 4 septembre, un dôme de chaleur a fait grimper la demande à 123 GW, un nouveau record pour un mois de septembre.

Ces deux événements ont fait évoluer les spreads dans des directions opposées. Le derecho a réduit l’écart top-bottom (TB4) en temps réel sur quatre heures à Indiana Hub de 555 $/MW-jour le 10 août à 196 $/MW-jour le jour de la tempête. Les spreads ont continué de baisser le 12 août, atteignant un creux à 54 $/MW-jour, soit une chute de 90 %. Le dôme de chaleur, à l’inverse, a fait bondir les spreads à 5 971 $/MW-jour. C’était 17 fois le revenu quotidien moyen d’une batterie MISO North en août.

Les phénomènes météorologiques extrêmes sont de plus en plus fréquents dans le MISO, mais ils ne rémunèrent les systèmes de stockage par batterie (BESS) que lorsqu’ils tendent le système. Les tempêtes provoquant des coupures généralisées font chuter la demande, ce qui fait baisser les prix, même si ces mêmes tempêtes forcent l’arrêt de la production éolienne. Le dôme de chaleur, au contraire, a laissé une demande record dépasser l’offre disponible. Une batterie vendant pendant les 25 minutes bloquées au plafond de 10 000 $/MWh aurait pu gagner l’équivalent de 12 jours de revenu moyen d’un mois d’août.

À retenir

• Les phénomènes météorologiques extrêmes augmentent dans le MISO. Les signalements de tornades dans les régions Nord et Centre ont été 141 % supérieurs à la moyenne des cinq derniers étés, et les journées de dôme de chaleur ont augmenté de 21 % sur la même période.
• Les événements extrêmes peuvent faire chuter la demande et les prix, tout en forçant l’arrêt de la production éolienne. Le derecho n’a réduit la production éolienne que de 0,9 GW le jour de la tempête, tandis que la consommation a été jusqu’à 4,5 GW sous les prévisions le lendemain.
• Le 2 septembre, le dôme de chaleur a bloqué les prix en temps réel sur 5 minutes à Indiana Hub au plafond de 10 000 $/MWh du MISO pendant 25 minutes. Le MISO a triplé ce plafond l’an dernier, passant de 3 500 $/MWh, augmentant la récompense pour capter les pics en temps réel.
• Une batterie de 100 MW en temps réel aurait pu gagner 631 000 $ le 2 septembre, soit 14 fois son total du jour du derecho.

Les événements extrêmes se multiplient dans le MISO : les signalements de tornades en Indiana ont augmenté de 692 % cet été

Un derecho est une tempête de vent provoquant des dégâts sur une trajectoire d’au moins 640 km de long et 96 km de large, avec des rafales d’au moins 93 km/h. Le 11 août, des rafales ont atteint 159 km/h à Gary, Indiana, et la tempête a généré au moins huit tornades confirmées. Certaines parties du nord-ouest de l’Indiana sont restées deux semaines sans électricité.

Les vents extrêmes se déplacent dans la zone du MISO. Les signalements de tornades ont été de 275 % à 692 % supérieurs à la moyenne des cinq derniers étés dans l’Illinois, le Missouri et l’Indiana, poursuivant le déplacement vers l’est depuis le territoire du Southwest Power Pool (SPP) vers le MISO.

La chaleur extrême augmente de la même manière. De juin à août 2026, les États-Unis ont connu l’été le plus chaud jamais enregistré alors que le phénomène El Niño se renforçait. Indianapolis a connu 17 journées de dôme de chaleur cet été, contre une moyenne de 13 sur cinq étés. Une journée de dôme de chaleur est un jour où la température atteint ou dépasse 32 °C pendant au moins trois jours consécutifs.

Ce schéma n’est pas inédit. Le benchmark de juillet de Modo Energy a suivi deux vagues de chaleur sur le même mois. Une étude au niveau des comtés américains a montré qu’une coupure de huit heures ou plus est 52 fois plus probable lorsque la chaleur extrême s’ajoute à des vents de tempête et de fortes pluies.

La même étude distingue le risque de coupures dans le MISO : le Nord est le plus sensible aux vents forts associés à une chaleur modérée, le Sud aux vagues de chaleur prolongées. Les deux événements de cet été ont frappé surtout les régions Nord et Centre. L’étude cite aussi les projections de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) concernant des déficits de capacité dans ces zones.

Pour les développeurs, cela déplace l’exposition aux événements extrêmes du SPP vers le MISO.

Le derecho a fait chuter les spreads de 90 % au lieu de les faire exploser

Des dégâts de cette ampleur suggèrent un choc d’offre, puisque les tempêtes forcent l’arrêt des éoliennes et endommagent les infrastructures. Les données montrent pourtant des coupures généralisées du côté de la demande : la perte de plus d’un million de clients a réduit la charge, pas la production. Cependant, la production éolienne a été jusqu’à 41 % inférieure à celle de la veille à la même heure pendant la tempête.

La charge totale du MISO était en moyenne 2,5 GW sous les prévisions le 12 août, avec des écarts horaires atteignant 4,5 GW, soit 4 % de la demande prévue. La demande de pointe est passée de 117 GW le 10 août à 112 GW le 12 août, soit une baisse de 4 %. Le rétablissement de la demande a pris plusieurs jours, le creux des prix a donc eu lieu le lendemain de la tempête.

Les prix en temps réel sont passés sous les prix day-ahead les 12 et 13 août. Le spread TB4 en temps réel à Indiana Hub est tombé à 54 $/MW-jour le 12 août, tandis que le spread day-ahead restait à 397 $/MW-jour. Les batteries engagées sur le marché day-ahead ont ainsi verrouillé un spread sept fois supérieur à celui disponible pour la vente en temps réel.

Les prix sont restés bloqués au plafond de 10 000 $/MWh pendant 25 minutes le 2 septembre

Le dôme de chaleur a eu l’effet inverse de l’événement venteux. Le 1er septembre, les prix horaires en temps réel à Indiana Hub ont atteint 1 154 $/MWh au pic du soir. Le 2 septembre, la demande a établi un record pour ce mois.

La raréfaction de l’offre a fait grimper les prix face à une demande record. La production solaire est passée de son pic de 18 GW à midi à zéro en soirée, et les importations nettes sont tombées à 7,9 GW pendant l’heure de pointe. Les prix en temps réel sur 5 minutes à Indiana Hub ont bondi de 843 $/MWh à 18h45 à 10 000 $/MWh, le plafond de Value of Lost Load du MISO à 19h. Ils y sont restés 25 minutes.

Un Maximum Generation Event à l’échelle du réseau a débuté à 18h44 et est passé au niveau 2 à 19h11, en plein pic. Le MISO a signalé que la charge supérieure aux prévisions et la perte de programmes d’échange d’importation figuraient parmi les causes de cette situation d’urgence.

Qu’aurait pu gagner une batterie ?

Pour une batterie, ce pic s’est directement traduit en spread. Le spread TB4 en temps réel a atteint 5 971 $/MW-jour à Indiana Hub, juste derrière les 6 163 $/MW-jour du Michigan Hub. Cela représente 17 fois ce qu’une batterie moyenne du MISO North a gagné par jour en août.

Le parc de batteries du MISO a su tirer parti de cette tension sur le réseau. Les décharges ont culminé à 608 MW l’heure précédant le pic, et sont restées à 534 MW pendant celui-ci. Une batterie déchargeant durant ces 25 minutes aurait pu gagner 4 167 $/MW, contre 5 971 $/MW-jour sur la journée complète.

Les prix des services auxiliaires ont également flambé, la co-optimisation leur faisant porter le coût d’opportunité de l’énergie. La régulation en temps réel sur l’ensemble du MISO s’est établie à 1 253 $/MWh pendant le pic, offrant ainsi aux batteries une seconde source de revenus accrus.

Ce que cela signifie pour les développeurs BESS du MISO

Les développeurs doivent se concentrer sur les événements extrêmes qui font évoluer les prix sur l’ensemble du réseau. Le derecho n’a créé aucune valeur de spread top-bottom au hub, seulement des perturbations localisées. Le dôme de chaleur, lui, a fait bouger les prix dans chaque zone, et c’est ce type d’exposition qui mérite d’être anticipé.

La couverture est essentielle compte tenu de la volatilité du MISO et de la chaleur élevée. Une couverture day-ahead limite la baisse lors des tempêtes, mais a abandonné 85 % du gain potentiel le 2 septembre, lorsque le day-ahead a clôturé à 878 $/MW-jour contre 5 971 $/MW-jour en temps réel.

Le relèvement du Value of Lost Load accentue la queue des prix en temps réel. Avec un plafond à 10 000 $/MWh, il est d’autant plus important de conserver de la capacité pour le marché temps réel, car les minutes bloquées rapportent désormais environ trois fois plus qu’il y a un an.