Un singolo evento di scarsità il 17 marzo ha determinato gli spread di marzo in MISO, simile a Winter Storm 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 massimi-minimi si sono ampliati negli hub settentrionali, guidati dal Michigan ($293/MW-giorno in tempo reale) e dall’Indiana ($288/MW-giorno). I prezzi day-ahead (DA) di MISO North hanno registrato una media di $35,36/MWh rispetto ai $30,95/MWh di MISO South, un divario che si è ampliato notevolmente durante l’evento.

Punti chiave

• Gli spread massimi-minimi si sono ampliati su tutto il 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. Gli hub meridionali hanno avuto variazioni annuali minime, 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 al nord; gli spread in tempo reale di quattro ore sono aumentati 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 toccato $1.288/MWh alle 10:00 del 17 marzo, l’unica ora sopra i $200 per tutto il mese. Gli operatori che non erano 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 dalla minore produzione eolica e dalla ridotta disponibilità nucleare.
• La regolazione day-ahead ha avuto 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 contemporaneamente tutti i prezzi dei servizi ancillari.

I prezzi degli hub divergono 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 registrato la media day-ahead più alta con $39,53/MWh. Nel MISO South, l’Arkansas Hub si è attestato a $29,68/MWh day-ahead, uno sconto di $9,85/MWh rispetto al Michigan, con gli hub di Louisiana e Texas attorno a $31,80/MWh.

Gli spread massimi-minimi di quattro ore si sono ampliati su 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 registrato il massimo spread RT con $293/MW-giorno, in crescita del 39%. Il miglioramento del nord è stato costante 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 all’abbondante capacità a gas della costa del Golfo nel MISO South. La capacità di trasferimento limitata tra le regioni amplifica il divario quando l’offerta si restringe.

L’evento di scarsità del 17 marzo ha reso visibile questo divario strutturale. I prezzi day-ahead hanno raggiunto il picco di $62,08/MWh quel giorno, mentre il real-time ha toccato $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, l’aria artica post-tempesta ha spinto la domanda di sistema a 91 GW alle 6:00, il carico orario più alto del mese. La generazione a gas è salita a 45 GW, quasi il doppio della media di marzo, ma l’eolico era sceso a metà del suo livello normale e 30 GW di generazione erano fermi per manutenzione programmata primaverile. Il sistema funzionava 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, poi ha iniziato a calare mentre le unità a gas si riducevano durante la mattinata. Anche il carico stava diminuendo, ma la generazione è scesa più velocemente. Alle 10:00 il divario si è chiuso: i prezzi in tempo reale in ogni hub MISO sono schizzati a oltre 30 volte la media mensile. A mezzogiorno, l’eolico era raddoppiato rispetto al minimo mattutino e il solare produceva 15 GW. I prezzi sono crollati di nuovo a $30/MWh. Un’ora di scarsità su un sistema già al limite.

Lo stack di offerta dietro quei livelli di prezzo si è spostato decisamente verso il gas

Il gas naturale ha registrato una media di 22 GW a marzo 2026, rispetto ai 17 GW di un anno prima. Questo aumento del 30% ha colmato due lacune. La produzione nucleare è scesa da 10 GW a 8 GW poiché il rifornimento primaverile ha messo offline circa 1,85 GW. La generazione 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 del gas costantemente bassi né una maggiore penetrazione delle rinnovabili si sono concretizzati 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. I BESS hanno caricato in media 316 MW all’1:00, sfruttando i prezzi bassi notturni.

La flotta ha scaricato 331 MW alle 17:00 mentre la produzione solare calava e il ramp serale si accentuava. La flotta BESS installata in MISO rimane piccola rispetto al surplus di metà giornata, lasciando spazio per più accumulo prima che l’economia della ricarica peggiori.

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 dato la minore variabilità oraria. La regolazione in tempo reale ha segnato la media ancillare più alta a $20/MWh. La riserva rotante day-ahead ha avuto una media di $2,81/MWh, con la riserva supplementare marginale a $0,31/MWh.

Il dispacciamento di MISO ha spinto tutti i prezzi dei servizi ancillari verso l’alto 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. Fuori dall’evento, la riserva rotante in tempo reale si è attestata a 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% mentre la regolazione in tempo reale è scesa del 13%. 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.

Gli hub settentrionali hanno mantenuto un premio strutturale per tutto marzo. Gli spread in tempo reale di quattro ore in Michigan e Indiana hanno superato l’Arkansas rispettivamente del 31% e 29%. Con la diminuzione della domanda di riscaldamento in primavera, il calo solare di metà giornata sostituirà gli eventi di scarsità lato offerta come principale motore degli spread, ma il divario nord-sud probabilmente persisterà finché i vincoli di trasferimento manterranno la fornitura di MISO North sotto pressione.