​Les rampes du soir dans la seconde moitié du mois de mai, aggravées par plusieurs jours de conditions météorologiques extrêmes, ont marqué le mois de mai 2026 dans la zone MISO.

Les prix en temps réel dans la zone Indiana (LRZ6) ont culminé à 484 $/MWh lors de l’heure de 18 h le 27 mai, soit plus de 14 fois la moyenne mensuelle en temps réel de l’Indiana de 34 $/MWh. Neuf heures se sont établies au-dessus de 200 $/MWh entre le 17 et le 27 mai, réparties entre les rampes du soir et une pointe inhabituelle en milieu de journée le 18 mai.

Les écarts TB4 se sont élargis dans toutes les zones nord, avec l’Indiana atteignant 237 $/MW-jour en temps réel. Ces écarts TB4 ont augmenté de 65 % sur un an, tandis que la différence nord-sud est restée stable.

Points clés à retenir

• L’Indiana (LRZ6) a affiché les plus forts écarts top-bottom en temps réel à 237 $/MW-jour, en hausse de 65 % sur un an. Les zones nord affichaient en moyenne 39 % de plus que MISO Sud pour les écarts TB4 day-ahead.
• Les prix en temps réel ont culminé à 484 $/MWh le 27 mai, mais la valeur du mois s’est répartie sur plusieurs soirées plutôt qu’un seul événement de rareté.
• La production solaire a bondi de 55 % sur un an pour atteindre en moyenne 6,1 GW, avec un pic à 14,4 GW en milieu de journée. Les nouvelles installations solaires ont accentué la rampe du soir qui a entraîné la hausse des prix du soir en mai.
• La régulation day-ahead s’est établie en moyenne à 18 $/MWh, soit environ sept fois la réserve tournante day-ahead, en restant le produit auxiliaire le plus rentable pour le stockage MISO.

Prix et écarts : une fracture nord-sud en mai sur MISO

Les zones Indiana (LRZ6) et Michigan Sud (LRZ7) ont mené le marché day-ahead autour de 34 $/MWh, tandis que le sud affichait des prix plus bas. L’Arkansas (LRZ8) s’est établi à 25 $/MWh, soit une décote de 8 $/MWh.

Cet écart s’est accentué sur les spreads top-bottom. Les zones nord affichaient en moyenne des écarts TB4 de 128 $/MW-jour, soit 39 % de plus que MISO Sud. L’Indiana a mené les écarts TB4 en temps réel à 237 $/MW-jour (+65 %), suivi du Minnesota (LRZ1) à 220 $/MW-jour et de l’Illinois (LRZ4) à 218 $/MW-jour.

MISO Sud a connu peu d’événements de rareté en mai. L’Arkansas s’est maintenu à 117 $/MW-jour en temps réel, et le Mississippi (LRZ10) a baissé à 124 $/MW-jour.

La zone Louisiane/Texas (LRZ9) est passée à 154 $/MW-jour contre 463 $/MW-jour en mai 2025. Un événement de délestage en LRZ9, causé par la congestion du réseau, a fait grimper la moyenne de mai 2025 dans cette zone de plus de 300 % par rapport aux autres zones MISO Sud.

Cet écart structurel reflète la densité de la charge industrielle et les limites d’importation dans le nord, face à l’excédent de capacité gaz du Golfe au sud. Un stockage batterie de 100 MW pour quatre heures, exploitant les spreads en temps réel, aurait généré environ 12 000 $/jour de plus en Indiana qu’en Arkansas. Ainsi, le choix du site au sein de MISO l’emporte sur presque tout autre levier de revenus.

Où la valeur de mai s’est-elle réellement concentrée ?

Les mois de transition du printemps dans MISO génèrent rarement des situations de rareté comme en hiver, et mai 2026 n’a pas fait exception. La valeur s’est concentrée sur un groupe de soirées dans la seconde moitié du mois, alors que la météo estivale est arrivée plus tôt que prévu sur MISO.

L’heure de rareté la plus élevée a eu lieu à 18 h le 27 mai, avec un pic en temps réel à 484 $/MWh en Indiana. Le 19 mai a suivi avec 452 $/MWh à 20 h.

Le 18 mai s’est distingué par une envolée en journée, les heures de fin de matinée s’établissant entre 325 et 429 $/MWh, la demande augmentant plus vite que la production solaire. Cela était dû à des températures élevées et à des conditions météorologiques extrêmes dans le Midwest, notamment des orages et des tornades.

Au total, neuf heures ont dépassé 200 $/MWh et vingt ont franchi le seuil des 100 $/MWh, principalement entre le 17 et le 27 mai. Le marché day-ahead a sous-évalué les plus fortes de ces pointes. Le 27 mai, le day-ahead a atteint en moyenne 58 $/MWh tandis que le temps réel montait à 85 $/MWh.

Le stockage ayant conservé des réserves jusqu’au soir a pu capter la différence, alors que les unités déjà engagées ont laissé de la valeur sur la table.

Le mix de production s’est encore déplacé vers le gaz et le solaire

Le gaz naturel a atteint en moyenne 21 GW en mai, soit une hausse de 8 % sur un an. Cette augmentation a compensé la baisse des centrales à charbon vieillissantes, en recul de 12 % à 17,8 GW.

Cependant, le solaire a connu la plus forte croissance en proportion. La production solaire a atteint en moyenne 6,1 GW contre 3,9 GW en mai 2025, soit une hausse de 55 % reflétant une année d’ajouts à grande échelle. L’éolien a progressé de 15 % à 11,7 GW.

Le solaire a culminé à 14,4 GW en milieu de journée, et cette croissance a accentué la rampe du soir. La charge nette est tombée à 49 GW en fin de matinée lorsque le solaire était maximal, puis est remontée à 67 GW à 20 h.

Le parc de batteries MISO était idéalement positionné pour profiter du profil de charge induit par le solaire. Le dispatch moyen a atteint son creux de charge à 350 MW tôt le matin et son pic de décharge à 450 MW à 19 h, directement dans la fenêtre de la rampe du soir.

Les revenus des services auxiliaires en mai ont été dominés par la régulation

La régulation day-ahead s’est établie en moyenne à 18 $/MWh, en hausse de 7 % sur un an, et est restée le produit auxiliaire le plus valorisé dans MISO.

La régulation en temps réel a atteint 17 $/MWh, en hausse de 3 %. Cependant, la réserve tournante day-ahead a chuté de 46 % à moins de 3 $/MWh, et la réserve supplémentaire day-ahead a baissé de 38 % à 0,32 $/MWh.

La régulation a été environ sept fois plus rémunératrice que la réserve tournante day-ahead en mai. La capacité engagée sur les réserves est passée à côté à la fois de la prime de régulation et des rampes du soir de fin mai.

Perspectives estivales pour le stockage BESS dans MISO

L’impressionnante croissance solaire de MISO a accentué la courbe de charge nette quotidienne au point que les soirées ordinaires de mi-saison connaissent désormais des tensions à la descente du solaire. Ainsi, la séquence de soirées à prix élevé entre le 17 et le 27 mai pourrait devenir la norme saisonnière pour MISO.

Les zones nord continuent de surperformer les zones sud de MISO. Les écarts en temps réel sur quatre heures en Indiana, Illinois et Minnesota sont restés nettement supérieurs à ceux du sud. Les facteurs structurels à l’origine de cet écart, à savoir les contraintes de transfert et des marges de réserve plus faibles au nord, ne devraient pas disparaître à court terme.

Pour les opérateurs de stockage, le mois de mai confirme la valeur de conserver des stocks pour la rampe du soir, du choix du site et de la domination persistante de la régulation dans la pile des services auxiliaires MISO.