​Modo Energy prévoit 68 GW de nouvelle capacité de production dans la zone MISO d'ici 2031. En partant d'une file d'attente d'interconnexion de 314 GW, la prévision applique des probabilités de retrait, une estimation des dates de mise en service commerciale et des limites de capacité locales pour établir un calendrier de développement réaliste. Le gaz naturel (27 GW) et le solaire (28 GW) dominent, à quasi-égalité. Les projets du Expedited Resource Addition Study (ERAS), dotés d'accords fermes d'interconnexion, stimulent le gaz. Le pipeline du Definitive Planning Process (DPP) est fortement orienté vers le solaire.

Points clés à retenir

• La file d'attente de 314 GW de MISO aboutit à 68 GW de nouvelles capacités d'ici 2031 après prise en compte du risque de retrait, du calendrier et des limites de localisation. Ce résultat converge avec la projection Series 2A Futures de MISO.
• Le gaz naturel (27 GW) et le solaire (28 GW) sont à quasi-égalité. Le gaz domine la voie ERAS avec 22 GW et des accords fermes d'interconnexion. Le solaire domine la voie DPP avec 26 GW mais présente un risque d'attrition plus élevé.
• La prévision prévoit 6,9 GW de BESS, dont 4,0 GW issus des engagements ERAS et 2,9 GW de projets DPP qui passent la file d'attente. Cependant, le modèle d'expansion de capacité ne sélectionne aucune batterie supplémentaire à aucun prix.

Quelle part de la file d’attente MISO sera réellement construite ?

La file d’attente DPP de MISO comprend 285 GW de capacité proposée sur 1 434 projets actifs ou terminés. Le programme ERAS ajoute 29 GW supplémentaires, principalement en gaz naturel. Ensemble, ces deux voies représentent 314 GW de projets proposés, soit environ 1,5 fois la capacité installée actuelle de MISO.

Ce chiffre n’est pas une prévision : les files d’attente d’interconnexion contiennent des projets spéculatifs, des projets de substitution et des dépôts en double. Selon les propres données de MISO, 73 % des demandes d’interconnexion ont historiquement été retirées avant leur achèvement. De plus, environ 48 GW de projets actifs affichent des dates de mise en service déjà dépassées.

Pour transformer cette file d’attente en prévision crédible, une pondération structurée est nécessaire. Cela implique d’écarter les projets susceptibles d’être retirés, d’estimer des délais réalistes d’achèvement, et de plafonner les ajouts à des niveaux compatibles avec la planification des ressources de MISO.

Comment la pondération réduit-elle la file de 314 GW à 68 GW ?

Le pipeline de pondération de Modo Energy applique trois filtres successifs à la file d’attente.

Filtre 1 : Probabilité de retrait (314 GW à 107 GW). Chaque projet DPP reçoit une probabilité d’atteindre la mise en service commerciale. Le modèle utilise les taux de retrait publiés par MISO selon la phase d’étude, un ajustement de progression intra-phase, et un taux d’achèvement spécifique à la technologie. Les projets ERAS (29 GW) passent cependant à 100 % grâce à des accords d’interconnexion fermes. Après ce filtre, il reste 107 GW.

Filtre 2 : Estimation de la date de mise en service commerciale. Le modèle attribue des dates estimées à l’aide de distributions empiriques de temps d’achèvement par technologie et par phase d’étude, remplaçant les dates de mise en service peu fiables. Le solaire met en moyenne 1,5 an entre la fin de l’étude et l’exploitation. Par ailleurs, les délais de construction du gaz sont en moyenne de 0,5 an, soit les plus courts de toutes les technologies.

Filtre 3 : Limites de localisation et rythme de construction (107 GW à 68 GW). Les limites de capacité cumulée par zone locale, calibrées sur les ressources prévues F2 de MISO, réduisent de 39 GW. Les contraintes de rythme de construction annuelles limitent ensuite les ajouts à 1,5 fois le maximum historique de chaque zone. Les projets ERAS échappent aux limites cumulées mais restent soumis au rythme annuel.

Quelles technologies et quelles files d’attente alimentent le développement ?

Le gaz naturel et le solaire représentent 80 % du développement, avec une répartition plus équilibrée que ce que laisse penser la file brute.

Gaz naturel : Les projets ERAS (22 GW) dotés d’accords fermes d’interconnexion expliquent la majorité du développement gazier, contournant la file DPP. Il s’agit principalement de turbines à combustion et de cycles combinés dans le sud de MISO. Pour les développeurs de batteries, ce développement gazier ERAS constitue la référence pilotable face aux projets BESS.

Solaire : Le solaire domine la voie DPP avec 26 GW mais présente un risque d’attrition supérieur au gaz ERAS. Les projets se concentrent dans le Michigan (LRZ 7), le sud de MISO (LRZ 9) et le Missouri (LRZ 5). Le solaire DPP accentue la baisse des prix à la mi-journée, élargissant les écarts intrajournaliers. Ces écarts stimulent les revenus du stockage, ainsi que les services auxiliaires et les paiements de capacité.

Éolien : Les ajouts éoliens restent modestes par rapport à la file. L’éolien terrestre fait face à des contraintes de transmission dans les zones les plus riches en ressources et concurrence avec le solaire pour l’interconnexion. La projection reflète donc surtout les projets déjà en phase avancée d’étude.

BESS : 6,9 GW. La prévision prévoit 6,9 GW de BESS, dont 4,0 GW issus des engagements ERAS (15 projets) et 2,9 GW de survivants DPP (108 projets). Les BESS ERAS sont concentrés dans l’Indiana (1,5 GW) et le Minnesota (1,2 GW). Le Michigan représente la plus grande zone unique avec 3,1 GW, principalement DPP. Pourtant, le modèle d’expansion de capacité ne sélectionne aucune batterie supplémentaire, quel que soit le prix ou la zone.

Où les nouveaux projets seront-ils répartis dans MISO ?

​Le développement de 68 GW n’est pas réparti uniformément. Trois tendances géographiques se dégagent des résultats de la pondération.

Solaire et stockage se concentrent là où les objectifs étatiques sont les plus ambitieux. Le Michigan (12,5 GW) combine des objectifs d’énergie propre, un vaste pipeline renouvelable et 3,1 GW de BESS. Le Missouri (4 GW) est principalement solaire avec 2,9 GW. L’Iowa (6 GW) mise sur l’éolien, bien que de nouveaux ajouts risquent d’être limités à mesure que la pénétration augmente.

L’Indiana fait face à la marge de capacité la plus serrée, les nouvelles constructions ne suivant pas la demande. L’Indiana possède la plus grande flotte BESS opérationnelle de MISO à 337 MW. L’État continue d’attirer des projets de stockage et de gaz. Cependant, la demande de pointe approche la capacité installée plus les ajouts de la file d’ici 2031. Ainsi, c’est la zone où les ressources flexibles ont le plus de valeur à court terme via l’arbitrage.

Le gaz ERAS ancre le sud de MISO et le Midwest supérieur. La Louisiane et le Texas (14 GW) reçoivent la plus grande allocation. Les projets gaz ERAS avec accords fermes répondent aux besoins de fiabilité de la côte du Golfe. De même, le Wisconsin (7 GW) bénéficie des deux pipelines, avec 3,9 GW de gaz. Ces zones illustrent où le gaz de fiabilité est le plus concentré.

Quelles capacités seront retirées dans MISO ?

Parallèlement, MISO perd environ 10 GW de capacité opérationnelle d’ici 2031, dont 8 GW de charbon. Les retraits se concentrent en 2028 (3,9 GW, principalement du charbon) et en 2027 (1,9 GW), créant des besoins à court terme que les nouveaux projets devront combler.

L’impact géographique est toutefois inégal. Le Michigan (LRZ 7) perd le plus de capacité, presque entièrement du charbon. Le sud de MISO (LRZ 9) perd également beaucoup, mais les nouveaux projets surabondent déjà dans cette zone. Globalement, ces retraits expliquent la nécessité des 68 GW de nouveaux projets de la file. Sans eux, le parc existant suffirait à assurer l’adéquation à court terme jusqu’au début des années 2030. Cet équilibre pourrait évoluer si MISO révise ses prévisions de croissance de la demande, notamment avec l’essor des data centers et de l’industrie dans le centre de MISO (voir « Les data centers et l’industrie façonnent la prévision de charge 2046 de MISO »).

Objectifs BESS dans MISO

Cinq États de la zone MISO ont des objectifs de déploiement BESS totalisant environ 8 GW : Illinois (3 GW), Michigan (2,5 GW), Minnesota (1,2 GW), Missouri (1 GW) et Indiana (337 MW). Cependant, la plupart des projets BESS associés à ces objectifs sont des entrées DPP en phase précoce. Ils sont derrière les projets solaires et gaziers dotés d’accords fermes d’interconnexion. Par exemple, dans l’Illinois, la file ne livre aucun BESS d’ici 2031 car les projets en phase avancée saturent déjà la zone.

Ainsi, les 6,9 GW de BESS prévus dans cette étude proviennent des engagements ERAS et des survivants DPP, non de l’application des objectifs. Les objectifs pourraient accélérer le déploiement si les États privilégient le stockage dans les prochains cycles d’interconnexion, mais cela n’apparaît pas dans la file actuelle.

Que doivent retenir les développeurs de cette prévision ?

La file d’attente surestime la capacité réellement construisible d’environ 4,6 fois. Le chiffre de 314 GW reflète l’intérêt des développeurs, pas un pipeline prêt à construire. Après pondération, gaz et solaire atteignent une quasi-égalité via des voies différentes : ERAS pour le gaz, DPP pour le solaire. Le déploiement BESS suit les engagements ERAS et la position dans la file, non les objectifs d’État.

La concrétisation des 68 GW dépendra du respect du calendrier des projets gaz ERAS et de la capacité du solaire DPP à maintenir des rythmes de construction historiquement inédits.

Au-delà de 2031, jusqu’à 2050

Cette prévision couvre la file pondérée jusqu’en 2031. Environ 107 GW de capacité survivent au filtre de retrait mais ne peuvent être placés dans les limites de localisation et de rythme annuel. Cette capacité constitue le vivier pour la modélisation d’expansion au-delà de 2031.