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 guasto di un generatore e gestione dei ramping dovuta alla variabilità delle fonti rinnovabili. Le installazioni BESS in MISO sono particolarmente adatte a partecipare ai mercati dei servizi ancillari grazie ai loro tassi di ramping e alla flessibilità nella carica/scarica.

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 elevati. Solo uno, la Regolazione, genera ricavi significativi per i BESS.

Il prezzo medio DA della Regolazione nel 2025, pari a 17,34 $/MWh, era superiore del 59% rispetto al valore di riferimento del 2023. I primi dati del 2026 indicano un'ulteriore accelerazione, con prezzi DA della Regolazione a gennaio 2026 in media di 27,88 $/MWh. Per gli sviluppatori che testano la redditività dei progetti MISO, i ricavi dei servizi ancillari sono quasi interamente nella Regolazione.

Punti chiave

• La Regolazione è il servizio ancillare più bancabile in MISO per le batterie, con prezzi DA in crescita del 59% da 10,91 $/MWh (2023) a 17,34 $/MWh (2025).
• Il prezzo DA delle Spinning Reserve è molto più basso, pari a 4,32 $/MWh. Il prezzo DA delle Supplemental Reserve si aggira intorno a 1 $/MWh.
• La Regolazione Real-Time (RT) ha raggiunto il picco di 1.151 $/MWh il 28 luglio 2025. Con il Value of Lost Load (VOLL), il prezzo massimo durante una carenza di offerta, ora triplicato a 10.000 $/MWh, eventi futuri di scarsità potrebbero far salire ulteriormente i prezzi.
• MISO ha aumentato la propria capacità di Regolazione da 400 MW a 600 MW, prolungando la fase di crescita prima della saturazione del mercato. Requisiti dinamici previsti per il 2026 potrebbero espandere ulteriormente i volumi e la volatilità dei prezzi durante le ore di rampa solare.

Cinque prodotti di servizi ancillari, uno che paga davvero

MISO acquista cinque prodotti di riserva insieme all'energia sia nei mercati day-ahead che real-time.

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

La Regolazione è il prodotto più veloce e più remunerativo. Le risorse assegnate seguono i segnali dell'Automatic Generation Control (AGC), regolando la produzione ogni quattro secondi. MISO acquista 600 MW. Ai prezzi DA attuali, la Regolazione rappresenta la fonte di ricavi più redditizia nella maggior parte delle ore.

Le Spinning Reserve richiedono risorse in generazione attiva che possano aumentare la produzione entro 10 minuti. Con una media DA di 4,32 $/MWh nel 2025, le Spinning Reserve offrono una fonte di ricavi secondaria quando la capacità di Regolazione è già impegnata. Il requisito varia da 900 MW nelle ore senza 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 caso di ricavi BESS:

• Supplemental Reserve: copre il resto delle esigenze di contingenza (requisito di 1.110 MW), ma si attesta a soli 1,01 $/MWh DA
• Short-Term Reserve (STR): introdotto 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 altrettanto bassi
• Ramp Capability: introdotto nel 2016 per gestire la variabilità del carico netto. Le risorse vengono pagate per trattenere capacità e coprire le variazioni previste 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. Questi eventi sono rari ma producono picchi di prezzo estremi.

Come stabilisce MISO i requisiti per i servizi ancillari?

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

• Spinning Reserve: almeno metà della contingenza totale
• Supplemental Reserve: il resto della contingenza totale
• Short-Term Reserve: una riserva aggiuntiva di 30 minuti della contingenza totale

Questi requisiti sono annidati: una risorsa qualificata per un prodotto di riserva più veloce conta anche per quelli più lenti. La capacità di Spinning Reserve può coprire le esigenze di Supplemental Reserve, perché un'unità sincronizzata può fare tutto ciò che può fare un'unità offline. Tuttavia, la capacità di Regolazione non può essere conteggiata per Spinning o Supplemental Reserve.

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. Si prevede che questo cambi nel 2026.

Come vengono determinati i prezzi dei servizi ancillari in MISO?

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

Al vertice di quella tabella c'è il Value of Lost Load (VOLL): l'importo in dollari che i regolatori assegnano a ogni megawattora di elettricità non servita. In pratica, il VOLL è il prezzo massimo che il mercato può raggiungere durante una carenza.

Due cambiamenti strutturali stanno facendo salire 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. I prezzi DA della Regolazione nel secondo semestre 2024 hanno registrato una media di 13,31 $/MWh, il 32% in più rispetto al primo semestre (10,11 $/MWh).

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

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

La Regolazione real-time si attesta costantemente sopra il day-ahead. Nel 2025, la media RT è stata di 20,46 $/MWh contro 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 RT persistente suggerisce che l'esposizione real-time cattura valore aggiuntivo, ma con un rischio di volatilità maggiore.

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 intermedi, quando gli spread energetici si riducono.

I dati giornalieri mostrano ciò che le medie mensili appiattiscono. Il 28 luglio 2025, la Regolazione RT ha registrato una media giornaliera di 79,62 $/MWh, oltre 4 volte la media mensile. Il picco orario ha raggiunto 1.151 $/MWh in HE19. Questo è stato l'ultimo grande segnale di scarsità prima dell'aggiornamento VOLL di settembre 2025. Con il nuovo tetto di 10.000 $/MWh, una tensione simile potrebbe generare prezzi anche molte volte superiori.

Come si confronta la Regolazione tra gli ISO?

PJM ha consolidato i suoi due segnali di regolazione in un prodotto bidirezionale unico nell'ottobre 2025, con una futura divisione prevista in Regulation Up e Regulation Down nell'ottobre 2026. MISO ha sempre utilizzato un unico prodotto di Regolazione, ottimizzato insieme all'energia.

A differenza di NYISO, dove i requisiti di riserva sono anch'essi dipendenti dalla zona, i prezzi della regolazione MISO mostrano una differenziazione geografica limitata.

Per gli operatori BESS, il design a prodotto unico di MISO semplifica le offerte rispetto alla futura divisione in due prodotti di PJM, e il mercato a livello di sistema riduce al minimo il rischio di differenziale di localizzazione.

Cosa devono sapere gli operatori BESS?

Le batterie sono diventate idonee per tutti e cinque i prodotti a metà 2022 grazie all'Ordine FERC 841. In pratica, l'idoneità comporta alcune limitazioni:

• Sincronizzazione: Le unità devono essere online per fornire Spinning Reserve, poiché il software di clearing MISO non può elaborare 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 le restrizioni obsolete.
• State-of-charge: MISO lascia la gestione dello stato di carica al proprietario dell'asset, a differenza di NYISO che offre un'opzione gestita dall'ISO. Gli operatori devono bilanciare la capacità di Regolazione con gli spread energetici.

La crescente presenza di rinnovabili sta anche aumentando la variabilità del sistema, il che comporta carenze di riserva più frequenti. Per le batterie, ciò si traduce in più MW di Regolazione da vendere, a prezzi più alti, con picchi di scarsità più frequenti.