​MISO fonctionne en réalité comme deux marchés distincts, MISO Nord et MISO Sud, reliés par une ligne de transmission sous contrat. Les deux régions cherchent à répondre à une croissance rapide de la demande, mais adoptent des stratégies de développement de la production opposées. Le Nord retire le charbon et développe les énergies renouvelables ainsi que le stockage, tandis que le Sud mise sur le thermique de base, principalement via l’étude d’ajout accéléré de ressources de MISO (ERAS).

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

À mesure que la demande augmente, les écarts top-bottom 4 heures (TB4) restent contenus, baissant avec l’arrivée de nouvelles capacités à la fin des années 2020, puis remontant dans les années 2030. Les marchés auxiliaires se remplissent rapidement avec la montée en puissance des batteries, entraînant une forte baisse des prix. C’est sur le marché de la capacité que se concentre la majeure partie des revenus. Une vague de projets gaz ERAS fermes maintient les prix bas jusqu’à la fin des années 2020, malgré une modification d’accréditation en 2028 qui réduit la capacité créditée des batteries, avant un rebond des prix au début des années 2030 alors que le mix évolue vers des moyens moins accrédités. Dans ce marché MISO en évolution rapide, 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’énergie augmenter de 39 % d’ici 2040, contre 26 % dans le Sud.
• Gaz, solaire et BESS (stockage par batteries) sont rapidement déployés pour répondre à cette demande. Entre 2026 et 2031, 27 GW de gaz (principalement via la file ERAS), 28 GW de solaire et 7 GW de BESS sont ajoutés, pendant que 8 GW de charbon sont retirés.
• Les prix de l’électricité en base 24h/24 culminent à 66 $/MWh en 2032 (contre 39 $/MWh en 2025), puis redescendent d’ici 2040. Les écarts TB4 restent volatils, atteignant un creux à 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 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, sa croissance en GW figure parmi les 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, sont le principal moteur 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 hausse initiale ajoute à elle seule 21 GW de demande quasi-base d’ici 2035, soit 40 % des 50 GW de hausse de pointe. Les véhicules électriques sont l’autre segment en forte progression, passant de 7 TWh à 50 TWh d’ici 2040. L’industrie manufacturière classique reste le plus gros 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 Nord de MISO

La croissance de la demande n’est pas répartie de façon homogène. D’ici 2040, le Nord (LRZ 1-7) aura augmenté sa demande d’énergie de 39 %, contre 26 % dans le Sud (LRZ 8-10). La majorité de la nouvelle charge des centres de données s’installe dans les zones nord et centrales, augmentant leur part dans la demande totale de MISO au fil des années.

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 %. Utilisez la carte interactive pour visualiser l’évolution année par année.

MISO développe du gaz, des renouvelables et des batteries

La réponse de l’offre est un mélange de thermique, renouvelables et stockage. Les ajouts sont concentrés en début de 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 fur et à mesure que les projets avancent dans la file d’attente, 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 cette capacité thermique proviennent du programme ERAS de MISO. 80 % des ajouts gaz disposent déjà d’accords de raccordement fermes et franchissent le processus 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 la fréquence des situations de pénurie dans les prévisions, limitant ainsi l’ampleur des écarts de prix de l’énergie.

Deux dynamiques d’investissement : MISO Nord versus Sud

C’est dans le mix de capacité que les deux marchés divergent le plus. Le Sud développe le gaz sur une flotte déjà dominée par les 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 revanche, le charbon ne recule que de 18 % à 11 %.

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