​Le potentiel de revenus combiné pour un BESS de 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 des moyennes supérieures à 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 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 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 tomber le taux de capture à 91,2 %. Des prix système plus élevés ont néanmoins augmenté les revenus absolus de l’éolien de 23,6 %.
• Le prix du gaz naturel a oscillé entre 2,98 $ et 6,88 $/MMBtu, poussant les taux de chaleur implicites au-dessus de 27 MMBtu/MWh lors de la vague de froid. La rareté, plus que le coût du combustible, 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 le cycle d’arbitrage qui s’intensifiera avec la croissance de la capacité solaire cet été.

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 grimper la demande de chauffage dans le Midwest, tandis que les arrêts forcés de générateurs thermiques ont atteint 11 000 à 13 300 MW. Les prix en temps réel au Indiana Hub, hub de référence, ont dépassé 1 100 $/MWh. Un pic tardif le 26 février a brièvement fait remonter les prix, mais les prix day-ahead sont restés en moyenne à 30–45 $/MWh à partir du 10 février.

Moyennes day-ahead du mois par hub :

• Michigan Hub : 51,84 $/MWh (le 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 les contraintes de transmission qui ont concentré les prix élevés liés à la vague de froid dans 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 plus faible tout au long du mois.

Le mix de production MISO a modelé la fenêtre d’arbitrage avec le gaz et le charbon en soutien à la production solaire

Le gaz et le charbon ont assuré la majeure partie de la production MISO, les unités gaz montant fortement en charge lors des pics matinaux et en soirée. Le nucléaire a fonctionné en base. L’éolien a surtout produit 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. La variation de 3,90 $/MMBtu a accentué l’écart entre les heures où le gaz était marginal et les heures creuses, élargissant directement la fenêtre d’arbitrage BESS.

Le 2 février, le taux de chaleur 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 de chaleur sont retombés à 9–11 MMBtu/MWh. Lorsque les taux de chaleur ont dépassé 20 MMBtu/MWh, les prix day-ahead au Indiana Hub ont dépassé 100 $/MWh tandis que les heures creuses sont restées autour de 30 $/MWh, générant de larges spreads captés par les BESS. À mesure que les taux se sont normalisés, les prix des pics et des creux se sont rapprochés et la fenêtre d’arbitrage s’est resserrée.

Les spreads BESS en temps réel sur quatre heures au Indiana Hub ont doublé en un an

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

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

L’Indiana et le Michigan ont offert 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 du Indiana Hub a dépassé celui de l’Arkansas de 109 %.

Les spreads en temps réel sur quatre heures au Indiana Hub ont dépassé le day-ahead de 148 %. Les opérateurs exposés au temps réel ont capté près de 2,5 fois plus de revenus qu’avec la seule programmation day-ahead.

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

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

Les pics de prix des 1er et 2 février sont survenus alors que la production éolienne était bien inférieure à sa moyenne horaire. Comme ces heures représentaient une part importante de la moyenne mensuelle, même une sous-performance modérée a fait baisser le taux de capture. La production totale éolienne a reculé de 4,6 % sur un an à 8 839 GWh, réduisant la part de l’éolien dans le mix lors des heures les plus rémunératrices.

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

Le surplus solaire de mi-journée et la rampe du soir ont défini 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 fait chuter les prix en temps réel à leur plus bas quotidien (27–30 $/MWh, heures 12–15). Les batteries se sont chargées à ces heures, absorbant en moyenne 245 MW à l’heure 13 (source : données de production MISO en temps réel pour les BESS enregistrés), et ont déchargé 335 MW au pic du soir (heure 17), lorsque le gaz et le charbon montent 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 à demande modérée, et un cluster post-événement sous 60 $/MWh à demande comparable. La température, et non la seule charge, a dicté le prix lors de l’épisode de froid.

Le prix de la régulation a grimpé à 94 $/MWh pendant les jours froids de MISO

La régulation day-ahead a affiché une moyenne de 17,45 $/MWh en février ; la régulation en temps réel, 22,11 $/MWh. Le 2 février, la régulation en temps réel a atteint 94,48 $/MWh. La co-optimisation a amplifié ce pic : lorsque les prix de l’énergie flambent, le coût d’opportunité tire la régulation vers le haut.

La réserve tournante day-ahead a affiché 2,63 $/MWh et la réserve tournante en temps réel 4,13 $/MWh — des montants marginaux comparés aux 444 $/MW-jour de l’arbitrage énergétique en temps réel sur quatre heures.

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 servie (VOLL) à 10 000 $/MWh, le prix de pénalité, 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 les revenus BESS augmentera, car les spreads se contractent plus vite que la baisse des prix de la régulation.

Perspectives pour MISO

La tempête hivernale Fern a créé d’importantes opportunités pour les BESS dans la zone MISO pour le deuxième mois consécutif, notamment aux hubs de l’Indiana et du Michigan. Le constat le plus exploitable reste l’élargissement de l’écart day-ahead/temps réel : les spreads en temps réel sur quatre heures au Indiana Hub ont dépassé le day-ahead de 148 %.

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