​MISO se compose en réalité de deux marchés, MISO Nord et MISO Sud, reliés par une ligne de transmission sous contrat. Les deux régions s’efforcent de répondre à une croissance rapide de la demande, mais abordent le développement de la production de manière opposée. Le Nord retire le charbon et développe les énergies renouvelables et le stockage, tandis que le Sud ajoute de la production thermique de base, principalement via l’étude d’ajout accéléré de ressources (ERAS) de MISO.

La demande de pointe, de 124 GW aujourd’hui, augmente de 50 GW au cours des 15 prochaines années. C’est une hausse par rapport à l’étude de prévision de la charge à long terme 2024 (LTLF) de MISO, qui tablait sur une croissance annuelle de la demande de pointe de 1,6 %, contre 2 % désormais attendus.

À mesure que la charge augmente, les écarts top-bottom 4 heures (TB4) restent dans une fourchette stable, baissant lorsque de nouvelles capacités arrivent à la fin des années 2020 avant de remonter dans les années 2030. Les marchés auxiliaires se remplissent rapidement à mesure que les batteries se développent, ce qui fait chuter les prix. Les marchés de capacité concentrent la majeure partie des revenus. Une vague de projets gaz ERAS fermes maintient les prix bas jusqu’à la fin des années 2020, malgré un changement d’accréditation en 2028 qui réduit les crédits de capacité pour les batteries, avant un rebond des prix au début des années 2030 à mesure que le mix se tourne vers des productions moins accréditées. Dans le marché MISO en pleine mutation, la valeur se concentre de plus en plus sur la capacité.

Points clés à retenir

• La demande de pointe augmente en moyenne de 2 % par an, soit 50 GW de charge supplémentaire sur 15 ans, dont 30 GW attendus d’ici le début des années 2030. Les centres de données représentent 40 % de cette hausse.
• La croissance de la demande est la plus forte dans le Nord de MISO : les zones nord voient leur demande d’électricité augmenter de 39 % d’ici 2040, contre 26 % dans le Sud.
• Le gaz, le solaire et les systèmes de stockage par batteries (BESS) sont rapidement déployés pour répondre à cette demande. Le développement 2026-2031 prévoit l’ajout de 27 GW de gaz (principalement via la file ERAS), 28 GW de solaire et 7 GW de BESS, tandis que 8 GW de charbon sont retirés.
• Les prix de l’électricité en continu atteignent un pic à 66 $/MWh en 2032 (contre 39 $/MWh en 2025), puis redescendent d’ici 2040. Les écarts TB4 restent volatils, atteignant un creux de 40 000 $/MW-an en 2029 avant de remonter à 65 000 $ en 2032 et de se maintenir dans les années 2030.
• L’opportunité de revenus pour les batteries se déplace des services auxiliaires vers la capacité. La règle D-LoL de 2028 réduit le crédit de capacité d’une batterie quatre heures de 95 % à 55 %, plafonnant les revenus accrédités à 2,50 $/kW-mois d’ici 2040.

La croissance de la charge parmi les plus dynamiques des ISOs

D’ici 2040, la demande de pointe de MISO sera supérieure de 44 % à son niveau de 2019. ERCOT croît plus vite, à 67 %, et PJM atteint 41 %. MISO n’est pas l’ISO à la croissance la plus rapide en pourcentage, mais il part d’une base bien plus élevée de 120 GW. Ainsi, la croissance de la demande en GW y est parmi les plus importantes du pays.

Les grandes charges expliquent 60 % de la croissance de la demande de MISO

Les grandes charges, menées par les centres de données, expliquent la majeure partie de la nouvelle demande. Leur consommation d’énergie devrait passer de 34 TWh en 2027 à 218 TWh en 2035, puis croître plus lentement à 1,5 % par an.

Cette forte augmentation initiale ajoute à elle seule 21 GW de demande quasi-continue d’ici 2035, soit 40 % de la hausse de 50 GW en pointe. Les véhicules électriques sont l’autre moteur rapide, passant de 7 TWh à 50 TWh d’ici 2040. L’industrie manufacturière conventionnelle reste le plus grand segment, mais sa croissance est beaucoup plus modérée, de 232 TWh à 280 TWh.

La croissance de la demande est 51 % plus forte dans le Nord de MISO

La croissance de la demande n’est pas répartie uniformément. D’ici 2040, le Nord (LRZ 1-7) verra sa demande d’énergie augmenter de 39 %, contre 26 % dans le Sud (LRZ 8-10). La majorité de la nouvelle charge des centres de données se concentre dans les zones nord et centrales, ce qui augmente leur part de la demande totale de MISO tout au long de la prévision.

Les zones LRZ 1 et 2 en tête de la croissance de la demande de pointe MISO

D’ici 2040, la demande de pointe augmente surtout dans LRZ 2 (Wisconsin/Upper Michigan) et LRZ 1 (Minnesota/Dakotas), toutes deux en hausse de 50 % par rapport à 2027. LRZ 3 (Iowa) suit avec 34 % et LRZ 5 (Missouri) avec 33 %. LRZ 9 (Louisiane/Texas) est le principal moteur dans le Sud, avec +26 %. Faites défiler la carte par année pour visualiser l’évolution.

MISO développe du gaz, des renouvelables et des batteries

La réponse côté offre est un mélange de thermique, renouvelables et stockage. Les ajouts sont concentrés au début de la période. Rien qu’en 2027, on prévoit 4,4 GW de solaire, 3,7 GW d’éolien, 3,4 GW de batteries et 2,9 GW de gaz, contre 2,7 GW de charbon retirés. Au fil de l’avancée des projets, le développement 2026-2031 atteint 27 GW de gaz, 28 GW de solaire et 7 GW de batteries.

Le programme ERAS de MISO accélère les projets gaz

22 GW de cette production thermique proviennent du programme ERAS de MISO. 80 % des ajouts de gaz disposent déjà d’accords de raccordement fermes et passent avec un taux de réussite de 100 %.

À titre de comparaison, la file d’attente standard a historiquement perdu 73 % de ses projets par retrait. Le développement de gaz pilotable ferme réduit les risques de pénurie dans les prévisions, limitant l’ampleur des écarts énergétiques possibles.

Deux dynamiques de développement : MISO Nord contre Sud

Le mix de capacité est le point où les deux marchés divergent le plus. Le Sud développe le gaz au sein d’un parc déjà dominé par le cycle combiné. La capacité gaz passe de 91 % du pic régional aujourd’hui à plus de 125 % à la fin des années 2030. En comparaison, le charbon ne baisse que de 18 % à 11 %.

Le Nord répond à la nouvelle croissance de la demande par des renouvelables plutôt que par des investissements thermiques. La capacité charbon passe de 40 GW (43 % du pic) aujourd’hui à 31 GW (28 % du pic) en 2030 et 13 GW (10 % du pic) en 2040, soit 27 GW de charbon retirés sur la période. La capacité BESS passe d’à peine 1 GW aujourd’hui à 14 GW (12 % du pic) en 2030, puis atteint 19 GW (14 % du pic) en 2040.