I servizi ancillari sono prodotti per l'affidabilità della rete che gli operatori di sistema acquistano insieme all'energia per mantenere stabile il sistema elettrico. I servizi ancillari coprono correzioni della frequenza al secondo, potenza di riserva in caso di disconnessione di un generatore e gestione dei ramping a fronte delle fluttuazioni delle rinnovabili variabili. Le installazioni BESS in MISO sono particolarmente adatte a partecipare ai mercati dei servizi ancillari grazie ai loro tassi di variazione e ai modelli di carica/scarica flessibili.

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MISO gestisce cinque prodotti di servizi ancillari nei suoi mercati all’ingrosso, distinti da altri servizi di affidabilità come black start e supporto di tensione.

Questi cinque prodotti formano una gerarchia basata sulla velocità di risposta: una risposta più rapida significa offerta più scarsa, requisiti tecnici più stringenti e prezzi più alti. Solo uno, la Regolazione, genera ricavi significativi per i BESS.

Il prezzo medio DA per la Regolazione nel 2025 è stato di 17,34 $/MWh, il 59% in più rispetto al valore di riferimento del 2023. I primi dati del 2026 indicano un’ulteriore accelerazione, con prezzi DA della Regolazione a gennaio 2026 medi di 27,88 $/MWh. Per gli sviluppatori che testano la redditività dei progetti MISO, la maggior parte dei ricavi dai servizi ancillari proviene quasi esclusivamente dalla Regolazione.

Punti chiave

• La Regolazione è il servizio ancillare più affidabile per le batterie in MISO, con prezzi DA in aumento del 59% da 10,91 $/MWh (2023) a 17,34 $/MWh (2025).
• Il prezzo DA della Riserva Rotante è nettamente inferiore, a 4,32 $/MWh. Il prezzo DA della Riserva Supplementare si aggira intorno a 1 $/MWh.
• La Regolazione in tempo reale (RT) ha raggiunto un picco di 1.151 $/MWh il 28 luglio 2025. Con il Value of Lost Load (VOLL), ossia il prezzo massimo durante una carenza di offerta, triplicato a 10.000 $/MWh, futuri eventi di scarsità potrebbero far salire ulteriormente i prezzi.
• MISO ha aumentato la quantità di Regolazione da 400 MW a 600 MW, allungando il periodo prima che il mercato si saturi. Requisiti dinamici previsti per il 2026 potrebbero aumentare ulteriormente i volumi e la volatilità dei prezzi nelle ore di rampa solare.

Cinque prodotti di servizi ancillari, uno solo davvero remunerativo

MISO acquista cinque prodotti di riserva insieme all'energia sia nel mercato day-ahead che in quello real-time.

La differenza principale tra i prodotti è la velocità di risposta. Questa gerarchia determina la gerarchia dei prezzi. La tabella seguente riassume ogni prodotto, il suo tempo di risposta, i volumi di approvvigionamento e i prezzi di clearing.

La Regolazione è il prodotto più rapido e più remunerativo. Le risorse assegnate seguono i segnali di Automatic Generation Control (AGC), regolando la potenza ogni quattro secondi. MISO ne acquista 600 MW. Ai prezzi DA attuali, la Regolazione rappresenta la fonte di ricavo più interessante nella maggior parte delle ore.

La Riserva Rotante richiede risorse attive in grado di aumentare la potenza entro 10 minuti. Con una media DA di 4,32 $/MWh nel 2025, la Riserva Rotante offre una fonte di ricavo secondaria quando la capacità di Regolazione è già impegnata. Il requisito varia da 900 MW nelle ore non di rampa a 1.200 MW nelle ore di rampa, dimensionato per coprire la perdita del più grande generatore del sistema.

Gli altri tre prodotti pagano troppo poco per sostenere un business case BESS:

• Riserva Supplementare: copre il resto delle esigenze di contingenza (requisito di 1.110 MW), ma si attesta appena a 1,01 $/MWh DA
• Riserva a Breve Termine (STR): introdotta nel 2021 per coprire la finestra di 30 minuti. Il requisito è dinamico, pari a 1,5 volte la più grande contingenza, con prezzi di clearing anch’essi molto bassi
• Ramp Capability: introdotto nel 2016 per gestire la variabilità del carico netto. Le risorse vengono pagate per trattenere capacità e coprire le variazioni attese di eolico, solare e domanda nei successivi 10 minuti.

La Regolazione viene attivata continuamente tramite AGC. Le riserve vengono attivate solo dopo un evento di contingenza. Queste attivazioni sono rare ma producono picchi di prezzo estremi.

Come vengono definiti i requisiti dei servizi ancillari da MISO?

I requisiti di riserva seguono gli standard della North American Electric Reliability Corporation (NERC), dimensionati per coprire la perdita della singola risorsa più grande:

• Riserva Rotante: almeno la metà della contingenza totale
• Riserva Supplementare: il resto della contingenza totale
• Riserva a Breve Termine: un backup aggiuntivo di 30 minuti della contingenza totale

Questi requisiti sono annidati: una risorsa qualificata per un prodotto di riserva più veloce vale anche per quelli più lenti. La capacità della Riserva Rotante può coprire anche la Riserva Supplementare, perché un'unità sincronizzata può fare tutto ciò che può fare un'unità offline. Tuttavia, la capacità di Regolazione non può essere conteggiata per Riserva Rotante o Supplementare.

MISO fissa la Regolazione a 600 MW in base alla variabilità del sistema. A differenza di NYISO, dove i requisiti variano per ora e stagione, MISO applica un valore statico 24 ore su 24. Questo dovrebbe cambiare nel 2026.

Come vengono determinati i prezzi dei servizi ancillari da MISO?

Tutti e cinque i prodotti vengono assegnati insieme all'energia in un'unica ottimizzazione. Il software di mercato di MISO trova la combinazione a costo minimo tra energia e riserve. Quando le riserve scarseggiano, il programma di shortage pricing di MISO (chiamato ufficialmente Operating Reserve Demand Curve, ORDC) aumenta i prezzi in base a quanto l'offerta sia inferiore ai livelli target.

Al vertice di questa curva c'è il Value of Lost Load (VOLL): il valore in dollari che i regolatori assegnano a ogni megawattora di elettricità non servita. In pratica, il VOLL rappresenta il prezzo massimo raggiungibile dal mercato in caso di carenza.

Due cambiamenti strutturali spingono i prezzi della Regolazione

L'aumento del 2025 non è stato un caso isolato. Due cambiamenti normativi hanno alzato il prezzo minimo.

Primo, MISO ha aumentato il requisito di Regolazione da 400 MW a 600 MW. Nel secondo semestre 2024, i prezzi DA della Regolazione hanno raggiunto una media di 13,31 $/MWh, il 32% in più rispetto ai 10,11 $/MWh del primo semestre.

Secondo, MISO ha quasi triplicato il VOLL da 3.500 $/MWh a 10.000 $/MWh a partire da settembre 2025, un livello fermo dal 2007. Il precedente schema di shortage pricing aveva due gradini fissi a 1.100 $/MWh e 2.100 $/MWh. Il nuovo schema consente ai prezzi di salire gradualmente fino al tetto di 10.000 $/MWh.

Novembre 2025 ha registrato una media di 19,65 $/MWh day-ahead, il valore mensile più alto dal 2023. Gennaio 2026 ha raggiunto i 27,88 $/MWh durante un'ondata di freddo invernale che ha ridotto le riserve. Febbraio si è attestato a 18,04 $/MWh. La media bimestrale di 23,59 $/MWh riflette il nuovo tetto VOLL e la volatilità stagionale, non un nuovo livello permanente.

La Regolazione in tempo reale supera costantemente quella day-ahead. Nel 2025, la RT ha avuto una media di 20,46 $/MWh contro i 17,34 $/MWh DA, un premio del 18%. Il divario si è ampliato nel corso dell'anno:

• 2025 intero anno: RT 20,46 $/MWh vs DA 17,34 $/MWh (18% di premio)
• Marzo 2025 (massima differenza): RT 22,78 $/MWh vs DA 15,84 $/MWh
• Febbraio 2026: RT 23,07 $/MWh vs DA 17,91 $/MWh

Per gli operatori BESS che fanno offerte day-ahead, il premio persistente del RT suggerisce che l'esposizione in tempo reale può offrire un valore aggiuntivo, ma con rischi di maggiore volatilità.

Tardo autunno e inverno producono prezzi di regolazione più alti. La primavera registra valori più bassi. La Regolazione è più competitiva rispetto all’arbitraggio nei mesi di transizione, quando gli spread energetici si riducono.

I dati giornalieri mostrano ciò che le medie mensili appiattiscono. Il 28 luglio 2025, la Regolazione RT ha avuto una media di 79,62 $/MWh per la giornata, oltre 4 volte la media mensile. Il picco orario ha raggiunto 1.151 $/MWh nella HE19. È stato l’ultimo grande segnale di scarsità prima dell’aggiornamento VOLL di settembre 2025. Con il nuovo tetto di 10.000 $/MWh, condizioni simili potrebbero generare prezzi ancora più elevati.

Come si confronta la Regolazione tra i diversi ISO?

PJM ha consolidato i suoi due segnali di regolazione in un prodotto bidirezionale unico nell’ottobre 2025, con una futura suddivisione in Regulation Up e Regulation Down prevista per ottobre 2026. MISO ha sempre utilizzato un solo prodotto di Regolazione, assegnato tramite co-ottimizzazione con l’energia.

A differenza di NYISO, dove i requisiti di riserva dipendono anche dalla zona, i prezzi di regolazione MISO hanno una scarsa differenziazione geografica.

Per gli operatori BESS, il design a prodotto unico di MISO semplifica le offerte rispetto alla prossima suddivisione a due prodotti di PJM, e il mercato a livello di sistema riduce al minimo il rischio di basis locazionale.

Cosa devono sapere gli operatori BESS?

Le batterie sono diventate idonee per tutti e cinque i prodotti a metà 2022 grazie al FERC Order 841. In pratica, però, l’idoneità comporta alcune limitazioni:

• Sincronizzazione: le unità devono essere online per fornire Riserva Rotante, poiché il software di clearing di MISO non può gestire offerte di storage offline.
• Limitazioni di carica da Accordo di Connessione: gli accordi di connessione possono limitare quando una batteria può caricarsi. Un’iniziativa (PAC-2024-3) mira a rimuovere queste restrizioni obsolete.
• Stato di carica: MISO lascia la gestione dello stato di carica (SoC) al proprietario dell’asset, a differenza di NYISO che offre un’opzione gestita dall’ISO. Gli operatori devono bilanciare il margine di Regolazione rispetto agli spread energetici.

La crescente quota di rinnovabili sta inoltre aumentando la variabilità del sistema, con conseguenti carenze di riserva più frequenti. Per le batterie, questo significa più MW di Regolazione da vendere, a prezzi più alti e con picchi di scarsità più frequenti.