Gli spread Real-Time, quattro ore, top-bottom (TB4) all’Indiana Hub hanno registrato una media di $1.021/MW-giorno a settembre, in aumento del 235% rispetto all’anno precedente. Gli spread Day-Ahead in MISO hanno avuto una media di $422/MW-giorno, in crescita del 142% su base annua.

Un BESS nel MISO North avrebbe potuto guadagnare $495/MW-giorno, mentre uno nel MISO South $488/MW-giorno. I due valori si sono avvicinati a meno dell’1% di differenza, inferiore al divario del 3% di agosto e al 90% di luglio.

Tuttavia, le regioni si sono allineate nonostante strategie di dispacciamento differenti. L’arbitraggio energetico Day-Ahead ha pagato al MISO North $21/MW-giorno in più rispetto al MISO South, un margine più ampio rispetto ai $9/MW-giorno di agosto. La regolazione ha favorito entrambe le regioni, poiché viene liquidata a livello di mercato. La regolazione Day-Ahead è stata liquidata a $23/MWh, il 28% in più rispetto a settembre 2025 e il 35% in più rispetto ad agosto.

Due serate hanno sostenuto i ricavi del mese. Il 2 e il 17 settembre insieme hanno generato $1.692/MW nel MISO North, pari al 12% dei ricavi di settembre in appena il 7% dei giorni.

Punti chiave

• MISO North e South si sono avvicinati a meno dell’1% di differenza, con $495/MW-giorno e $488/MW-giorno rispettivamente.
• I ricavi da arbitraggio energetico Day-Ahead hanno ampliato il divario regionale di $12/MW-giorno mese su mese, mentre regolazione ed energia Real-Time lo hanno ridotto di $16/MW-giorno.
• Gli spread Real-Time TB4 hanno registrato una media di $1.021/MW-giorno contro i $422/MW-giorno del Day-Ahead, in crescita del 235% e 142% su base annua. Tuttavia, il Real-Time ha pagato meno del Day-Ahead in 16 dei 28 giorni.
• I prezzi hanno raggiunto il tetto massimo di $10.000/MWh del MISO per 35 minuti il 17 settembre e per 25 minuti il 2 settembre. Per un BESS operativo, queste due serate hanno rappresentato la base dei ricavi mensili.

Quanto ha guadagnato un vBESS in MISO a settembre

I benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy modellano i ricavi che una batteria avrebbe potuto ottenere operando sui prezzi di mercato. Il benchmark MISO North si trova all’Indiana Hub e il MISO South all’Arkansas Hub.

La regolazione Day-Ahead ha pagato $318/MW-giorno nel MISO North e $330/MW-giorno nel MISO South. Entrambi sono aumentati mese su mese, rispettivamente di $82/MW-giorno e $93/MW-giorno.

L’arbitraggio energetico Day-Ahead ha aggiunto $176/MW-giorno nel MISO North contro $155/MW-giorno nel MISO South. L’energia Real-Time ha pagato meno di $3/MW-giorno in entrambe le regioni.

Come si sono presentati gli spread TB in MISO a settembre

Gli spread TB4 Day-Ahead all’Indiana Hub hanno registrato una media di $422/MW-giorno su 29 giorni, in crescita del 142% su base annua. Gli spread TB4 Real-Time hanno avuto una media di $1.021/MW-giorno su 28 giorni, in aumento del 235% rispetto all’anno precedente.

Tuttavia, la media Real-Time è influenzata da due giornate eccezionali: il 2 e il 17 settembre. Il Real-Time ha pagato meno del Day-Ahead in 16 dei 28 giorni coperti dal benchmark, evidenziando l’impatto di quelle due giornate.

Insieme a questi spread, i prezzi Real-Time all’Indiana Hub hanno registrato una media di $84/MWh, in crescita del 90% rispetto ai $44/MWh di un anno prima. Il Day-Ahead si è attestato a $60/MWh contro i $47/MWh dell’Arkansas Hub.

Come sono stati i prezzi in MISO nei due giorni di scarsità

Il 2 settembre ha segnato il record di domanda del mese a 123 GW. I prezzi a cinque minuti hanno mantenuto il tetto massimo di $10.000/MWh del MISO Value of Lost Load per 25 minuti quella sera, come analizzato da Modo Energy nell’analisi sulle condizioni meteorologiche estreme.

Il 17 settembre si è registrato lo spread più ampio con una domanda tipica. I prezzi hanno raggiunto il tetto massimo per 35 minuti, tra le 17:55 e le 18:40, quando il carico ha toccato i 103 GW.

Di conseguenza, gli spread si sono ampliati. Lo spread TB4 Real-Time del 17 settembre ha raggiunto $11.828/MW-giorno contro i $5.924/MW-giorno del 2 settembre.

L’Arkansas Hub ha raggiunto il tetto massimo negli stessi intervalli dell’Indiana Hub in entrambe le serate. La scarsità si è riflessa su tutta la rete e non solo su un singolo hub, motivo per cui anche il MISO South ne ha beneficiato.

Com’era la supply stack di settembre e cosa ha causato il picco del 17?

Durante settembre, la domanda media è stata di 86 GW, in crescita del 12% su base annua. Il solare ha avuto una media di 5,5 GW, in calo rispetto ai 6,6 GW del mese precedente. La produzione eolica è aumentata del 26% rispetto ad agosto, con una media di 8,3 GW a settembre.

Il 17 settembre, il sistema MISO aveva già poca riserva. I guasti forzati sono stati pari a 15,1 GW, il quarto valore più alto del mese, mentre la manutenzione programmata si è attestata a metà classifica con 18 GW.

Inoltre, nessuna generazione ha sostituito quella mancante. Il solare è calato di 8,8 GW tra le 16:00 e le 19:00. Il gas era già in funzione a 44 GW e ha aggiunto solo 1,7 GW. La produzione totale MISO è diminuita di 4,7 GW in quelle tre ore.

Normalmente, il vento tende a contenere i prezzi durante il calo del solare. Ma il 17, il vento ha avuto una media di 3,9 GW tra le 16:00 e le 21:00. Questo valore è stato meno della metà della media mensile di 8,3 GW e il secondo più basso di settembre. Perciò il sistema è rimasto sotto pressione la sera del 17 settembre e i prezzi sono stati liquidati al tetto massimo.

Come hanno reagito i prezzi della regolazione in MISO a settembre

La regolazione Day-Ahead ha sostenuto la stack degli ausiliari a $23/MWh, in aumento del 28% su base annua, risultando la principale fonte di ricavi del benchmark.

Regolazione ed energia si rivalutano insieme perché trattenere capacità per la regolazione comporta il costo opportunità di non vendere quell’energia. Poiché l’energia Day-Ahead all’Indiana Hub è salita del 29% rispetto ad agosto, anche la regolazione ha seguito l’andamento.

La regolazione Real-Time ha avuto una media di $38/MWh, in aumento del 68% su base annua. Ha raggiunto $304/MWh il 17 settembre e $98/MWh il 2 settembre, i due valori più alti del mese.

Cosa significa settembre per le batterie MISO

Per un BESS operativo, settembre ha rappresentato due serate con alto potenziale di guadagno e 27 giorni tipici di mezza stagione. Inoltre, anche i prezzi della regolazione sono aumentati insieme a quelli dell’energia durante gli eventi di scarsità. Questi picchi dovrebbero ridursi man mano che più batterie saturano un mercato a volume fisso.

Poiché la stagione di mezzo porta a manutenzioni e fermi per rifornimento, i prezzi Real-Time potrebbero continuare a premiare i BESS ben posizionati in MISO.