L'asta di risorse di pianificazione (PRA) di MISO per il 2026 ha fissato i pagamenti di capacità tra $116 e $126 per megawatt-giorno. Questo risultato rappresenta un calo del 42% rispetto al record del 2025/26 di $217/MW-giorno. È il secondo anno in cui il mercato della capacità di MISO utilizza il nuovo modello basato sulla curva di domanda per l'affidabilità (RBDC).

Per maggiori informazioni sulle dinamiche del mercato della capacità di MISO, leggi la nostra guida esplicativa.

Quali sono stati i prezzi della capacità MISO 2026/27?

Il framework RBDC, introdotto per la PRA 2025, ha sostituito il modello di clearing verticale con una curva di domanda continua basata sull’affidabilità. Questa curva prezza la capacità in funzione dell’affidabilità invece che su un obiettivo binario di surplus.

Il passaggio a prezzi stagionali con il RBDC ha anche modificato la composizione stagionale dei ricavi da capacità. La quota estiva dei ricavi annualizzati è passata dal 38% nell’anno 2024/25 al 78% nel 2025/26 fino all’85% nel 2026/27. Ora il mercato della capacità di MISO è guidato dalle esigenze di affidabilità estive, mentre autunno ($34/MW-giorno), inverno ($36/MW-giorno) e primavera ($8/MW-giorno) contribuiscono marginalmente ai prezzi annuali.

La regione Nord/Centro (Local Resource Zones 1-7) ha chiuso a $126/MW-giorno. La sotto-regione Sud (LRZ 8 e 10) si è attestata a $116/MW-giorno, a causa di vincoli di trasferimento verso il Nord MISO. Inoltre, la LRZ 9 in Louisiana ha chiuso a $123/MW-giorno.

Perché i prezzi della capacità di MISO sono scesi rispetto all’anno precedente?

I prezzi di clearing 2026/27 riflettono nuove aggiunte di generazione, rinvii nelle dismissioni di impianti fossili e maggiore accreditamento per le rinnovabili.

La capacità totale offerta nell’asta estiva è cresciuta di 4,8 GW anno su anno, passando da 137,8 GW a 142,6 GW. Inoltre, la nuova generazione (+5,6 GW) e le risorse esterne (+1,0 GW) hanno superato le dismissioni (-1,4 GW) e le perdite nette di accreditamento (-0,4 GW). Il solare rappresenta la quota maggiore delle nuove installazioni, seguito da gas e BESS.

Inoltre, il solare ha beneficiato di un accreditamento superiore e ha potuto offrire più capacità non forzata (UCAP) rispetto agli anni precedenti. Nel frattempo, eolico e alcune unità termiche hanno visto ridotti i propri fattori di accreditamento, poiché MISO ha ricalcolato i loro contributi all’affidabilità.

Il surplus estivo rispetto al Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) di MISO è salito a 4,6 GW, rispetto ai 2,6 GW del 2025/26. Questo valore si colloca nella metà superiore dell’intervallo previsto di 1,4-6,1 GW secondo l’indagine OMS-MISO 2025. Questa crescita della capacità disponibile è andata contro le aspettative di mercato di un calo continuo.

Con la generazione superiore al margine di riserva previsto, la curva di domanda inclinata verso il basso del RBDC ha fissato il prezzo a un livello inferiore.

Quali sono le implicazioni sui ricavi per i BESS in MISO?

Per una batteria da 4 ore nella regione Nord/Centro di MISO, i ricavi da capacità sono scesi da $75/kW-anno nel 2025/26 a $44/kW-anno nel 2026/27, un calo del 42%. Solo l’estate ha rappresentato $36/kW-anno di quei ricavi, mentre le altre tre stagioni insieme hanno contribuito per $6/kW-anno.

Una durata superiore alle 4 ore non aggiunge ulteriori fattori di capacità in MISO, quindi le batterie di durata più lunga non ottengono ulteriori vantaggi di accreditamento.

A differenza della durata, la posizione determina le differenze di ricavo tra i BESS. Le batterie installate nella regione Nord/Centro otterrebbero il prezzo annualizzato più alto di $126/MW-giorno. Tuttavia, asset equivalenti nel Sud di MISO otterrebbero prezzi inferiori, riducendo la redditività dei progetti.

Per gli sviluppatori di batterie in generale, il calo del 41% dei ricavi da capacità evidenzia l’importanza degli spread di arbitraggio energetico e dei ricavi da servizi ancillari.

Gli operatori di asset devono aspettarsi che i ricavi annuali da capacità restino volatili con il RBDC. I prezzi del secondo anno sono scesi in modo significativo ma restano ben al di sopra del livello pre-2024, inferiore a $10/MW-giorno. I prezzi 2026/27 entreranno in vigore dal 1° giugno 2026.