MISO est en réalité composé de deux marchés, MISO Nord et MISO Sud, reliés par une ligne de transmission sous contrat. Tous deux cherchent à répondre à une forte croissance de la demande, mais abordent le développement de la production de manière opposée. Le Nord retire ses centrales à charbon au profit des énergies renouvelables et du stockage, tandis que le Sud ajoute des capacités thermiques de base, principalement via l’étude Expedited Resource Addition Study (ERAS) de MISO.

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La demande de pointe, actuellement à 124 GW, augmentera de 50 GW au cours des 15 prochaines années. C’est plus que l’étude Long-term Load Forecast (LTLF) 2024 de MISO, qui prévoyait une croissance annuelle de 1,6 % contre 2 % désormais attendue.

À mesure que la charge augmente, les spreads TB4 (top-bottom 4 heures) restent dans une fourchette stable, baissant avec l’arrivée de nouvelles capacités à la fin des années 2020 avant de remonter dans les années 2030. Les marchés auxiliaires se saturent rapidement avec le développement des batteries, entraînant une forte baisse des prix. C’est sur le marché de la capacité que se concentre l’essentiel des revenus. Une vague de gaz ERAS ferme maintient les prix bas jusqu’à la fin des années 2020, malgré une modification d’accréditation en 2028 qui réduit les crédits de capacité des batteries, avant un rebond des prix au début des années 2030, alors que le mix évolue vers des productions moins accréditées. Dans ce marché MISO en pleine mutation, la capacité devient de plus en plus précieuse.

Points clés à retenir

• La demande de pointe augmente en moyenne de 2 % par an, soit 50 GW supplémentaires sur 15 ans, dont 30 GW 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 MISO Nord : les zones nord voient leur demande énergétique croître de 39 % d’ici 2040, contre 26 % dans le Sud.
• Gaz, solaire et BESS sont rapidement déployés pour répondre à cette demande. Entre 2026 et 2031, ce sont 27 GW de gaz (principalement via la file ERAS), 28 GW de solaire et 7 GW de BESS qui sont ajoutés, tandis que 8 GW de charbon sont retirés.
• Les prix de l’électricité en continu atteignent un pic de 66 $/MWh en 2032 (contre 39 $/MWh en 2025), puis redescendent d’ici 2040. Les spreads TB4 restent volatils, atteignant un minimum de 40 k$/MW/an en 2029 avant de remonter à 65 k$ 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 demande parmi les plus dynamiques des ISO

D’ici 2040, la demande de pointe du MISO sera 44 % supérieure à celle de 2019. ERCOT croît plus vite, à 67 %, et PJM atteint 41 %. MISO n’est pas l’ISO qui croît le plus vite en pourcentage, mais il part d’une base bien plus élevée de 120 GW. Sa croissance en GW est donc l’une des plus importantes du pays.

Les grandes charges expliquent 60 % de la croissance de la demande 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 poussée initiale ajoute à elle seule 21 GW de demande quasi permanente d’ici 2035, soit 40 % de la hausse de 50 GW de la pointe. Les véhicules électriques sont l’autre moteur rapide, passant de 7 TWh à 50 TWh d’ici 2040. L’industrie manufacturière traditionnelle reste le plus grand segment, mais sa croissance est bien plus modérée, de 232 TWh à 280 TWh.

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

La croissance de la demande n’est pas répartie de façon homogène. D’ici 2040, le Nord (LRZ 1-7) voit sa demande énergétique croître de 39 %, contre 26 % dans le Sud (LRZ 8-10). La majorité des nouvelles charges des centres de données s’installent dans les zones nord et centrales, augmentant leur part dans la demande totale du MISO au fil des prévisions.

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/Haut Michigan) et LRZ 1 (Minnesota/Dakotas), toutes deux en hausse de 50 % par rapport à 2027. LRZ 3 (Iowa) suit à 34 % et LRZ 5 (Missouri) à 33 %. LRZ 9 (Louisiane/Texas) est le principal moteur dans le Sud, avec +26 %. Utilisez la carte par année pour suivre l’évolution.

MISO développe du gaz, des renouvelables et des batteries

L’offre répond par un mix de thermique, renouvelables et stockage. Les ajouts sont concentrés sur le 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. À mesure que les projets avancent dans la file, le développement 2026-2031 totalise 27 GW de gaz, 28 GW de solaire et 7 GW de batteries.

Le programme ERAS de MISO accélère les projets gaz naturel

22 GW de ces ajouts thermiques passent par le programme ERAS de MISO. 80 % des ajouts de gaz disposent déjà d’accords d’interconnexion fermes et sont validés à un taux de réussite de 100 %.

En comparaison, la file d’attente standard a historiquement perdu 73 % de ses projets par retrait. Le développement de gaz pilotable réduit les risques de pénurie dans les prévisions et limite la hausse des spreads énergétiques.

Deux dynamiques de développement : MISO Nord contre Sud

C’est dans le mix de capacité que les deux marchés divergent le plus. Le Sud développe le gaz sur une flotte déjà très axée cycle combiné. La capacité gaz passe de 91 % du pic régional aujourd’hui à plus de 125 % à la fin des années 2030. À l’inverse, le charbon ne recule que de 18 % à 11 %.

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