​Le potentiel de revenus combinés des BESS sur quatre heures dans la zone MISO a atteint 60 $/kW-mois au Indiana Hub en février, porté par une vague de froid de deux jours qui a fait grimper les prix en temps réel au-dessus de 1 100 $/MWh. Les hubs du nord ont affiché en moyenne plus de 50 $/MWh sur le marché day-ahead, tandis que les hubs du sud sont restés dans la tranche basse des 30 $. À partir du 10 février, les prix day-ahead dans les hubs du nord sont tombés à 30–45 $/MWh.

Dans ce benchmark, Modo Energy analyse les prix de gros MISO, les spreads d’arbitrage des BESS, le mix de production et les tendances des services auxiliaires pour février 2026.

Points clés à retenir

• Les hubs du Michigan et de l’Indiana ont dépassé 50 $/MWh en moyenne sur le marché day-ahead, tandis que l’Arkansas et le Texas sont restés sous les 34 $/MWh.
• Les spreads TB4 en temps réel sur quatre heures ont dépassé ceux du day-ahead de 148 %, récompensant les opérateurs exposés au marché intrajournalier.
• La production éolienne a chuté de 4,6 % sur un an et a manqué les heures les mieux rémunérées, faisant baisser le taux de capture à 91,2 %. Néanmoins, la hausse des prix du système a permis d’augmenter les revenus éoliens absolus de 23,6 %.
• Les prix du gaz naturel ont varié de 2,98 $ à 6,88 $/MMBtu, poussant les taux de conversion implicites au-dessus de 27 MMBtu/MWh pendant l’épisode de froid. C’est la rareté, et non le coût du combustible, qui a déterminé les prix de gros.
• Les BESS se sont chargés pendant le surplus solaire de la mi-journée et ont déchargé au pic du soir, illustrant un cycle d’arbitrage qui s’intensifiera si la capacité solaire augmente à l’approche de l’été.

Le MISO Nord a affiché une prime de 20 $/MWh sur le Sud après la vague de froid du début février

Les 1er et 2 février, la tempête hivernale Fern a fait exploser la demande de chauffage dans le Midwest tandis que les indisponibilités forcées de générateurs thermiques atteignaient 11 000 à 13 300 MW. Les prix en temps réel au Indiana Hub, hub de référence, ont dépassé 1 100 $/MWh. Une hausse ponctuelle en fin de mois, le 26 février, a brièvement relevé les prix, mais les prix day-ahead sont restés en moyenne à 30–45 $/MWh à partir du 10 février.

Moyennes mensuelles day-ahead par hub :

• Michigan Hub : 51,84 $/MWh (plus élevé)
• Indiana Hub : 51,55 $/MWh
• Texas Hub : 33,48 $/MWh
• Arkansas Hub : 31,07 $/MWh

L’écart nord-sud de 20 $/MWh reflète des contraintes de transmission qui ont concentré les prix élevés du froid sur le Midwest. L’Indiana et le Michigan ont offert les meilleurs signaux d’arbitrage BESS ; les hubs du sud ont connu une volatilité de prix limitée tout au long du mois.

La structure de production du MISO a façonné la fenêtre d’arbitrage, le gaz et le charbon compensant la production solaire

Le gaz et le charbon ont assuré la majeure partie de la production du MISO, les centrales à gaz montant fortement en puissance lors des pics du matin et du soir. Le nucléaire a tourné en base. L’éolien a surtout contribué la nuit ; le solaire a creusé un creux de charge nette à la mi-journée, définissant la fenêtre de charge des BESS.

Le gaz naturel Henry Hub a varié de 2,98 $/MMBtu le 18 février à 6,88 $/MMBtu le 4 février. Cette variation de 3,90 $/MMBtu a élargi l’écart entre les heures où le gaz était marginal et les heures creuses, augmentant directement la fenêtre d’arbitrage des BESS.

Le 2 février, le taux de conversion implicite day-ahead a atteint 27,6 MMBtu/MWh — un prix de rareté bien supérieur au coût marginal du gaz. À la mi-février, les taux sont retombés à 9–11 MMBtu/MWh. Lorsque les taux dépassaient 20 MMBtu/MWh, les prix day-ahead à l’Indiana Hub dépassaient 100 $/MWh tandis que les heures creuses restaient proches de 30 $/MWh, générant les larges spreads captés par les BESS. Lors du retour à la normale, les pics et creux se sont rapprochés et la fenêtre d’arbitrage s’est réduite.

Les spreads BESS sur quatre heures en temps réel ont doublé à l’Indiana Hub sur un an

Les moyennes day-ahead couvrent 24 jours de trading (données day-ahead indisponibles les 9, 20, 21 et 22 février). Les moyennes temps réel sont calculées sur les mêmes 24 jours pour comparer.

La tempête hivernale Fern a été le principal moteur de cette surperformance. Les prix day-ahead étaient environ 80 $/MWh sous les prix temps réel les 1er et 2 février, avec des prix temps réel à la mi-journée de 27–30 $/MWh et des pics du soir autour de 90 $/MWh à l’heure 17.

L’Indiana et le Michigan ont affiché les spreads les plus élevés. Au Illinois Hub, les spreads day-ahead sur quatre heures ont atteint 144 $/MW-jour (+10,7 % sur un an) ; l’Arkansas a chuté de 30,6 % à 85 $/MW-jour. Le spread day-ahead sur quatre heures à l’Indiana Hub dépassait celui de l’Arkansas de 109 %.

Les spreads temps réel sur quatre heures à l’Indiana Hub ont dépassé ceux du day-ahead de 148 %. Les opérateurs exposés au temps réel ont capté près de 2,5 fois plus de revenus que ceux uniquement planifiés sur le day-ahead.

Le taux de capture éolien a baissé de 5,7 points, la production manquant les heures les mieux rémunérées

Le taux de capture de l’éolien est tombé à 91,2 %, en baisse de 5,7 points par rapport à 96,9 % un an plus tôt. Les prix pondérés par la production ont atteint en moyenne 53,33 $/MWh contre 58,46 $/MWh pour le prix système pondéré par le temps.

Les pics de prix des 1er et 2 février ont eu lieu alors que la production éolienne était bien en dessous de sa moyenne horaire. Comme ces heures représentaient une part importante de la moyenne mensuelle, même une sous-performance modérée a tiré le taux de capture vers le bas. La production éolienne totale a reculé de 4,6 % sur un an à 8 839 GWh, réduisant la part de l’éolien dans le mix lors des heures de prix élevé.

Le prix pondéré par la production de l’éolien, à 53,33 $/MWh, dépassait tout de même les 43,16 $/MWh de février précédent (+23,6 %). Des prix système plus élevés ont soutenu les revenus absolus malgré la baisse du taux de capture.

Le surplus solaire de mi-journée et la montée du soir ont structuré le cycle d’arbitrage BESS

La charge nette a varié d’environ 53 000 MW à l’heure 14 à 69 300 MW à l’heure 18. L’écart de 16,3 GW entre la mi-journée et le soir définit la fenêtre d’arbitrage.

Le surplus solaire a ramené les prix temps réel de la mi-journée à leurs plus bas quotidiens (27–30 $/MWh, heures 12–15). Les batteries se sont chargées durant ces heures, absorbant en moyenne 245 MW à l’heure 13 (source : données MISO temps réel pour les BESS enregistrés), puis ont déchargé 335 MW au pic du soir (heure 17) quand gaz et charbon montaient en puissance pour répondre à la demande post-solaire.

La dispersion des prix horaires en fonction de la demande système révèle deux régimes : un cluster début février au-dessus de 100 $/MWh avec une demande modérée, et un cluster post-événement sous les 60 $/MWh à demande comparable. Pendant l’épisode de froid, c’est la température, plus que la charge, qui a déterminé le prix.

La régulation a grimpé à 94 $/MWh pendant les jours froids du MISO

La régulation day-ahead a atteint en moyenne 17,45 $/MWh en février ; la moyenne temps réel était de 22,11 $/MWh. Le 2 février, la régulation temps réel a culminé à 94,48 $/MWh. La co-optimisation a amplifié la hausse : quand les prix de l’énergie montent, les coûts d’opportunité tirent la régulation vers le haut.

La réserve de rotation day-ahead a atteint en moyenne 2,63 $/MWh et la moyenne temps réel 4,13 $/MWh — négligeable comparée aux 444 $/MW-jour issus de l’arbitrage énergie sur quatre heures en temps réel.

La régulation s’est renforcée structurellement. Après que MISO a relevé la réserve de régulation à 600 MW et triplé la valeur de l’énergie non livrée (VOLL) à 10 000 $/MWh, le prix de pénalité pour l’énergie non servie, la régulation day-ahead est passée de 10,91 $/MWh en 2023 à 17,34 $/MWh en 2025, avec un début 2026 à 23,59 $/MWh en moyenne. À mesure que les spreads énergétiques se resserrent au printemps, la part de la régulation dans le revenu BESS augmentera car les spreads se contractent plus vite que les prix de la régulation ne baissent.

Perspectives pour le MISO

La tempête hivernale Fern a offert pour le deuxième mois consécutif des opportunités exceptionnelles pour les BESS dans la zone MISO, particulièrement aux hubs Indiana et Michigan. Mais l’élément le plus marquant est l’élargissement de l’écart day-ahead/temps réel : les spreads sur quatre heures en temps réel à l’Indiana Hub ont dépassé ceux du day-ahead de 148 %.

À mesure que la demande de chauffage s’estompe au printemps, le creux solaire de mi-journée remplacera les vagues de froid comme principal moteur des spreads.