​La tempête hivernale Fern a frappé le MISO du 23 au 26 janvier 2026, apportant certaines des températures les plus froides depuis des décennies dans le Midwest supérieur. Grand Rapids a enregistré -19°F le 24 janvier, Minneapolis a atteint -21°F le 23 janvier, et Flint a atteint -24°F, à seulement un degré de son record absolu.

Le MISO était préparé au pire : le réseau électrique a tenu bon et aucune coupure de charge n’a été nécessaire en raison d’un manque de production.

Les prix ont cependant raconté une histoire plus complexe : le Minnesota a vu ses prix en temps réel (LMP) grimper à 5,3 fois le niveau historique du P99—c’est-à-dire que les prix ont dépassé le 99e percentile des prix horaires de l’année précédente par plus de cinq fois. En Louisiane, à l’inverse, les prix ont à peine dépassé les niveaux hivernaux normaux à 1,4 fois le P99, ce qui reste notable mais bien moins extrême. La diversité des sources d’énergie et les contraintes de transmission régionales expliquent cet écart.

Points clés à retenir

• Les prix en temps réel ont atteint 1 351 $/MWh au Minnesota, contre un pic de 314 $/MWh en Louisiane. Cet écart de 4x reflète les goulets d’étranglement du réseau qui ont empêché l’électricité moins chère d’atteindre le Minnesota.
• Le gaz et le charbon ont fourni 69 % de la production. Le recours à des unités de pointe moins efficaces, fonctionnant à des coûts de carburant élevés, a contribué à la flambée des prix dans les régions sous contrainte.
• Les opportunités de valorisation du stockage par batteries (BESS) étaient les plus élevées dans le nord du MISO. L’écart TB4 en temps réel du Minnesota a atteint 2 873 $/MW-jour le 23 janvier, contre 650-730 $/MW-jour dans le sud du MISO.
• Un BESS de 200 MW sur 4 heures au hub du Minnesota aurait généré environ 2 875 $/MW-jour le 23 janvier—soit 4,5 fois plus que le même actif en Louisiane (640 $/MW-jour).

​Comment la tempête s’est déroulée sur le réseau du MISO

​La pression est montée rapidement et les marchés ont réagi par étapes :

• 23 janvier : La demande a dépassé les prévisions de 3 100 MW. Les prix ont flambé en soirée—le Minnesota a atteint 1 247 $/MWh à 18h.
• 24 janvier : Les marchés day-ahead ont intégré la tension à 366-420 $/MWh. L’éolien est passé de 2 900 MW dans la nuit à 19 500 MW le matin. Les centrales à gaz ont absorbé cette variabilité.
• 26 janvier : Les marchés ont surcorrigé. La demande a été inférieure de 3 600 MW aux prévisions, les traders ayant surestimé la persistance du froid.

​Les marchés day-ahead ont eu du mal à refléter précisément les écarts régionaux. Le DA a sous-estimé le hub du Minnesota de 894 $/MWh au pic, tout en surestimant le hub de Louisiane de 712 $/MWh—soit une erreur de prévision de 1 600 $/MWh entre le nord et le sud.

Pour les opérateurs de BESS, ces écarts DA-RT représentent une opportunité de capture supplémentaire au-delà de l’arbitrage pur.

​Les prix ont divergé par un facteur quatre entre le nord et le sud

Cette divergence de prix reflète la géographie unique du MISO. La contrainte nord-sud est contractuelle, non physique.

Lorsque Entergy a rejoint le MISO en 2013, il n’existait qu’environ 1 000 MW de capacité de transfert direct entre les régions ; le reste transitant par les réseaux SPP et TVA. Un accord de 2016 a plafonné les transferts à 3 000 MW vers le nord et 2 500 MW vers le sud. Pendant Fern, la production moins chère est restée bloquée, tandis que les prix s’envolaient ailleurs.

​Le prix moyen en temps réel du Minnesota pendant la tempête a atteint 206 $/MWh. L’Illinois a affiché une moyenne de 118 $/MWh. L’écart de 75 % provient de la congestion : le Minnesota a connu une congestion moyenne de +31 $/MWh, tandis que l’Illinois a bénéficié de -42 $/MWh. L’Illinois a pu accéder à des sources de production moins chères, alors que le Minnesota était bloqué derrière des goulets d’étranglement.

Cette divergence est cruciale pour le choix du site d’un BESS. Une batterie au Minnesota aurait capté le pic de 1 351 $/MWh. Le même actif en Louisiane n’aurait vu que 314 $/MWh. L’emplacement a généré une différence de revenus potentiels de 4x.

​La diversité des sources d’énergie a évité un scénario à la tempête Uri

La grande caractéristique de la tempête Uri—qui a entraîné de vastes coupures de courant au Texas en 2021—était la perte de production thermique due à des ruptures d’approvisionnement en combustible ou à des pannes d’installations. Plus de 40 % de la capacité gaz/charbon était hors service. Fern a été différente : le MISO a signalé des taux de pannes forcées bien inférieurs à 10 %, soit une fraction des défaillances d’Uri.

​Les centrales à gaz ont fait preuve de flexibilité, assurant 36 % de la production totale pendant la tempête. Le charbon a ajouté 33 %. Le nucléaire est resté constant à 13 %, assurant la stabilité de la base. Cette dépendance à la production thermique, notamment aux centrales à gaz de pointe moins efficaces, a contribué à la hausse des prix dans les régions contraintes.

L’éolien s’est montré volatil mais globalement positif. Sa production a varié de 2 900 MW à 22 900 MW d’une heure à l’autre, mettant le réseau à l’épreuve. Les centrales à gaz ont absorbé cette variabilité, réduisant leur production de 43 % lors des pics éoliens. Ce mix énergétique a fonctionné parce qu’il a su s’adapter.

​Trois enseignements pour le BESS dans le MISO :

• La capture liée aux tempêtes est réelle, mais dépend de l’emplacement. Le Minnesota a offert des écarts TB4 de 2 873 $/MW-jour, contre 678 $ au Mississippi. Même tempête, même week-end, rendement 4x supérieur selon la localisation.
• Les améliorations du réseau ont réduit les extrêmes. Uri avait vu des écarts TB4 au Minnesota dépasser 10 000 $/MWh. Fern a plafonné à 2 873 $. La préparation hivernale et les contrats d’approvisionnement en carburant depuis 2021 ont atténué les pics extrêmes. Ne basez pas vos modèles sur Uri.
• Les schémas de congestion sont prévisibles. La congestion moyenne de +31 $/MWh au Minnesota contre -42 $/MWh en Illinois reflète une topologie de réseau qui persiste lors des épisodes de tension. Choisissez votre site en conséquence.

​Le stockage par batterie (BESS) est conçu pour gérer cette volatilité.

Contrairement aux centrales à gaz qui font face à des risques d’approvisionnement et à des coûts élevés lors de tensions hivernales, les batteries réagissent en quelques secondes plutôt qu’en minutes. À grande échelle, la décharge des BESS lors des heures de pénurie permettrait de réduire ces écarts tout en captant de la valeur et en diminuant les coûts du système.