​MISO se compose en réalité 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 le charbon et développe les énergies renouvelables ainsi que le stockage, tandis que le Sud ajoute des centrales thermiques de base, principalement via l’étude Expedited Resource Addition Study (ERAS) de MISO.

La demande de pointe, aujourd’hui de 124 GW, augmente de 50 GW au cours des 15 prochaines années. C’est un bond par rapport à l’étude Long-term Load Forecast (LTLF) 2024 de MISO, qui prévoyait une croissance annuelle de 1,6 % de la demande de pointe, contre 2 % désormais attendus.

À mesure que la demande arrive, 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 provoque une forte baisse des prix. Les marchés de capacité concentrent l’essentiel des revenus. Un afflux de gaz ERAS ferme maintient les prix bas jusqu’à la fin des années 2020, malgré une modification de l’accréditation en 2028 réduisant les crédits de capacité des batteries, avant un rebond des prix au début des années 2030 lorsque le mix évolue vers des moyens de production moins accrédités. Sur le marché MISO en pleine mutation, la capacité devient de plus en plus la source de valeur principale.

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 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 MISO Nord : les zones nord voient leur demande énergétique progresser de 39 % d’ici 2040, contre 26 % dans le Sud.
• Gaz, solaire et BESS sont rapidement déployés pour répondre à cette demande. Le développement 2026-2031 ajoute 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 sommet de 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 $ d’ici 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 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 beaucoup plus importante de 120 GW. Ainsi, sa croissance de la demande en GW figure parmi les plus élevées du pays.

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

Les charges importantes, 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 d’ici 2035, puis croître plus lentement à 1,5 % par an.

Cette envolée 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 segment en forte progression, 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, passant de 232 TWh à 280 TWh.

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

La croissance de la demande n’est pas répartie de façon homogène. D’ici 2040, le Nord (LRZ 1-7) aura vu sa demande énergétique croître de 39 %, contre 26 % dans le Sud (LRZ 8-10). La majorité de la nouvelle charge liée aux centres de données se concentre dans les zones nord et centrales, augmentant ainsi leur part dans la demande totale de MISO au fil du temps.

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

D’ici 2040, la demande de pointe augmente le plus 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 %. Utilisez la carte par année pour visualiser l’évolution.

MISO construit du gaz, des renouvelables et des batteries

L’offre répond par un mélange de thermique, renouvelables et stockage. Les ajouts sont concentrés au début. La seule année 2027 devrait ajouter 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 viables progressent 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

22 GW de cette capacité thermique proviennent du programme ERAS de MISO. 80 % des ajouts de gaz disposent déjà d’accords d’interconnexion fermes et franchissent l’étape 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 événements de rareté dans les prévisions, limitant la hausse des écarts énergétiques.

Deux stratégies 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 fortement orientée cycles combinés. La capacité gaz passe de 91 % du pic régional aujourd’hui à plus de 125 % d’ici la fin des années 2030. En comparaison, le charbon ne baisse que de 18 % à 11 %.

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