Un singolo evento di scarsità il 17 marzo ha definito gli spread di marzo nel MISO, in modo simile alla Tempesta Invernale Fern. I prezzi in tempo reale all'Indiana Hub hanno raggiunto $1.288/MWh alle 10:00 ora locale, oltre 20 volte la media mensile di $41,45/MWh. Gli spread tra valori massimi e minimi si sono ampliati nei nodi del nord, guidati dal Michigan ($293/MW-giorno in tempo reale) e dall'Indiana ($288/MW-giorno). I prezzi day-ahead (DA) del MISO North hanno registrato una media di $35,36/MWh rispetto ai $30,95/MWh del MISO South, con un divario che si è ampliato bruscamente durante l'evento.

Punti chiave

• Gli spread tra valori massimi e minimi si sono ampliati a livello di sistema: gli spread in tempo reale di quattro ore all'Indiana Hub hanno registrato una media di $288/MW-giorno (in aumento del 38% su base annua), mentre il Michigan ha segnato il valore più alto con $293/MW-giorno. I nodi del sud hanno subito variazioni minime su base annua, a differenza di febbraio 2026.
• I prezzi day-ahead dell’Indiana hanno superato quelli dell’Arkansas di $9,14/MWh, riflettendo margini di riserva più stretti nel nord; gli spread di quattro ore in tempo reale sono cresciuti del 38-39% su base annua in Indiana e Michigan, mentre gli spread day-ahead dell’Indiana hanno superato quelli dell’Arkansas del 27%.
• I prezzi in tempo reale hanno raggiunto $1.288/MWh alle 10:00 del 17 marzo, l’unica ora sopra i $200 in tutto il mese. Gli operatori non pronti a scaricare in quella finestra hanno perso la maggior parte del valore incrementale di marzo.
• La generazione a gas naturale ha registrato una media di 22.146 MW, in aumento del 29% su base annua, colmando i vuoti lasciati da una minore produzione eolica e dalla ridotta disponibilità nucleare.
• La regolazione day-ahead ha registrato una media di $16,65/MWh, mentre la regolazione in tempo reale è salita a $47/MWh il 17 marzo, quando il dispacciamento co-ottimizzato ha fatto salire simultaneamente tutti i prezzi dei servizi ancillari.

I prezzi degli hub sono divergenti tra MISO North e South

I prezzi day-ahead all’Indiana Hub hanno registrato una media di $38,82/MWh per il mese, in aumento del 4,9% su base annua, mentre la media in tempo reale è stata di $41,45/MWh, in crescita del 10%. Il Michigan Hub ha segnato la media day-ahead più alta con $39,53/MWh. Nel MISO South, l’Arkansas Hub ha chiuso a $29,68/MWh day-ahead, con uno sconto di $9,85/MWh rispetto al Michigan, mentre i nodi della Louisiana e del Texas si sono attestati intorno a $31,80/MWh.

​Gli spread di quattro ore tra valori massimi e minimi si sono ampliati in tutto il sistema. L’Indiana Hub ha guidato il day-ahead con $137/MW-giorno, in aumento del 21% su base annua. Gli spread RT in Indiana hanno raggiunto $288/MW-giorno, un aumento del 38%, mentre il Michigan ha segnato il massimo RT con $293/MW-giorno, in crescita del 39%. Le migliori performance del nord sono coerenti sia nel day-ahead che nel real-time: l’Indiana ha superato l’Arkansas del 27% sugli spread DA TB4.

​La divergenza nord-sud riflette una maggiore densità di carico industriale e meno percorsi di importazione nel MISO North rispetto alla capacità in eccesso di gas naturale sulla costa del Golfo nel MISO South. La limitata capacità di trasferimento tra le regioni amplifica il divario quando l’offerta si restringe.

L’evento di scarsità del 17 marzo ha reso visibile questa differenza strutturale. I prezzi day-ahead hanno raggiunto il picco di $62,08/MWh quel giorno, mentre in tempo reale sono arrivati a $94,28/MWh. In giornate tranquille come l’8 marzo, il day-ahead è sceso a $28,34/MWh e il real-time a $23,08/MWh.

Evento di scarsità del 17 marzo

La Tempesta Invernale Iona ha attraversato il territorio MISO dal 14 al 16 marzo. Il 17 marzo, la massa d’aria artica post-tempesta ha spinto la domanda di sistema a 91 GW alle 6:00, il carico orario più alto del mese. La produzione a gas è salita a 45 GW, quasi il doppio della media di marzo, ma il vento si è dimezzato rispetto ai livelli normali e 30 GW di generazione erano fermi per la manutenzione primaverile programmata. Il sistema operava a 17 GW sopra la produzione tipica, e non era comunque sufficiente.

La generazione totale ha raggiunto il picco di 87 GW alle 7:00 per poi iniziare a calare mentre le unità a gas si riducevano durante la mattinata. Anche il carico diminuiva, ma la generazione scendeva più rapidamente. Alle 10:00 il divario si è chiuso: i prezzi in tempo reale in ogni hub MISO sono saltati a oltre 30 volte la media mensile. A mezzogiorno, l’eolico era raddoppiato rispetto al minimo mattutino e il solare generava 15 GW. I prezzi sono crollati di nuovo a $30/MWh. Un’ora di scarsità su un sistema già al limite.

La composizione dell’offerta dietro questi livelli di prezzo si è spostata fortemente verso il gas

Il gas naturale ha registrato una media di 22 GW a marzo 2026, rispetto ai 17 GW dell’anno precedente. Questo aumento del 30% ha colmato due lacune. La produzione nucleare è scesa da 10 GW a 8 GW poiché circa 1,85 GW sono stati fermati per il rifornimento primaverile. La produzione eolica è diminuita del 7,4% su base annua a causa di condizioni meno favorevoli.

Il carbone ha funzionato a 19 GW, vicino al minimo economico di dispacciamento. Né i prezzi sostenuti bassi del gas né una maggiore penetrazione delle rinnovabili si sono materializzati a marzo, limitando il prezzo minimo di metà giornata per la ricarica BESS. Il solare ha raggiunto il picco di 12,5 GW a metà giornata, riducendo il carico netto di oltre 26 GW rispetto alle ore notturne. Il BESS si è caricato in media di 316 MW all’1:00, sfruttando i prezzi bassi notturni.

La flotta ha scaricato 331 MW alle 17:00 quando la produzione solare è calata e la rampa serale si è accentuata. La flotta BESS installata nel MISO rimane piccola rispetto all’eccedenza di metà giornata, lasciando spazio per ulteriore accumulo prima che l’economia della ricarica si deteriori.

Servizi ancillari: la regolazione domina, la co-ottimizzazione amplifica il picco

La regolazione day-ahead ha registrato una media di $17/MWh, il prodotto ancillare più affidabile per i BESS grazie alla minore variabilità oraria. La regolazione in tempo reale ha segnato la media ancillare più alta con $20/MWh. La riserva rotante day-ahead ha registrato una media di $2,81/MWh, mentre la riserva supplementare è stata marginale a $0,31/MWh.

Il dispacciamento di MISO ha fatto salire tutti i prezzi dei servizi ancillari insieme al picco energetico del 17 marzo: la regolazione in tempo reale ha registrato una media di $47/MWh, la riserva rotante $33/MWh e la riserva supplementare $33/MWh. Al di fuori dell’evento, la riserva rotante in tempo reale ha registrato una media di circa $1/MWh.

Su base annua, i prezzi dei servizi ancillari sono variati a seconda del prodotto al di fuori del picco del 17 marzo: la regolazione day-ahead è aumentata del 6 percento mentre la regolazione in tempo reale è diminuita del 13 percento. L’evento stesso ha rappresentato la maggior parte della variazione mensile. La capacità impegnata in servizi a minor valore quel giorno ha perso completamente il picco.

Prospettive MISO

L’evento di scarsità del 17 marzo è stato il momento chiave del mese. I BESS posizionati per scaricare in quella finestra hanno catturato gli spread più alti del mese.

I nodi del nord hanno mantenuto un premio strutturale per tutto marzo. Gli spread di quattro ore in tempo reale in Michigan e Indiana hanno superato l’Arkansas rispettivamente del 31% e 29%. Con la diminuzione della domanda di riscaldamento in primavera, sarà il calo solare di metà giornata a guidare gli spread, ma il divario nord-sud probabilmente persisterà finché i vincoli di trasferimento manterranno il MISO North in tensione di offerta.