La Planning Resource Auction (PRA) di MISO per il 2026 ha fissato i pagamenti per la capacità tra 116 e 126 dollari per megawatt-giorno. Questo risultato rappresenta un calo del 42% rispetto al record di 217$/MW-giorno del 2025/26. È il secondo anno in cui viene utilizzato il nuovo mercato della capacità di MISO, basato sulla Reliability-Based Demand Curve (RBDC).

Per maggiori informazioni sul funzionamento 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 determina il prezzo della capacità in funzione dell’affidabilità, invece che su un obiettivo binario di surplus.

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

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

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

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

La capacità totale offerta all’asta estiva è cresciuta di 4,8 GW anno su anno, passando da 137,8 GW a 142,6 GW. Inoltre, le nuove generazioni (+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 ha rappresentato la quota maggiore delle nuove installazioni, seguito da gas e BESS.

Inoltre, il solare ha beneficiato di un accreditamento aumentato e ha potuto offrire più capacità non forzata (UCAP) rispetto agli anni precedenti. Nel frattempo, il fattore di accreditamento di eolico e alcune unità termiche è stato ridotto, poiché MISO ha ricalcolato il loro contributo 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 della fascia prevista (1,4-6,1 GW) dall’indagine OMS-MISO del 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 di ricavo per i BESS in MISO?

Per una batteria da 4 ore nella regione Nord/Centrale 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 37$/kW-anno di quel ricavo, mentre le altre tre stagioni insieme hanno totalizzato 7$/kW-anno.

Una durata superiore alle 4 ore non aggiunge ulteriori fattori di capacità in MISO, quindi le batterie di durata maggiore non ottengono benefici aggiuntivi in termini di accreditamento.

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

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

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