MISO richiede ai produttori di garantire la fornitura di energia durante i picchi di domanda. MISO gestisce questo obbligo tramite un mercato della capacità. Anche le batterie possono partecipare e vendere capacità.

La Planning Resource Auction (PRA) di MISO copre solo il 10% del fabbisogno di capacità della regione. Le utility provvedono al resto tramite contratti bilaterali e piani di risorse integrati. In tre dei quattro anni di pianificazione pre-stagionali (PY 2019-22), l’asta si è chiusa a meno di $10/MW-giorno. L’estate 2025-26 ha cambiato tutto: $666,50/MW-giorno, un aumento di 22 volte rispetto ai circa $30/MW-giorno dell’anno precedente.

Due cambiamenti strutturali hanno guidato questo aumento. L’eccedenza di sistema è diminuita del 60%, passando da 6,5 GW a 2,6 GW. Questo ha eliminato il margine che teneva i prezzi bassi. Inoltre, una nuova curva di domanda inclinata verso il basso ha sostituito la vecchia struttura di prezzo tutto-o-niente. Il margine ridotto ora si traduce direttamente in prezzi più alti.

Punti chiave

• Il prezzo di compensazione della PRA estiva di MISO è aumentato di 22 volte anno su anno, passando da $30/MW-giorno nel PY 2024-25 a $666,50/MW-giorno nel PY 2025-26, portando il prezzo annualizzato a circa $215/MW-giorno.
• L’eccedenza di sistema è diminuita del 60% in tre anni di pianificazione (PY 2023-24 a 2025-26), da 6,5 GW a 2,6 GW, mentre solo nel PY 2025-26 sono stati ritirati o sospesi 3,3 GW di generazione termica.
• L’estate rappresenta il 78% del valore annuale della capacità, creando un rischio di concentrazione dei ricavi stagionali.
• Le batterie da quattro ore ricevono un credito amministrativo del 95% per la capacità, il più alto tra gli ISO statunitensi. Una nuova metodologia Direct Loss of Load (DLoL) sostituirà questo valore predefinito nell’anno di pianificazione 2028-29 e si prevede che ridurrà il credito al 50-65%.

Come funziona un’asta di capacità in MISO?

La tabella seguente riassume il funzionamento dell’asta MISO. I risultati vengono pubblicati per sottoregione (Nord/Centro e Sud), con le singole zone separate quando si verificano vincoli locali.

Un dettaglio chiave: poiché la PRA gestisce solo il margine residuo, piccoli cambiamenti nell’eccedenza generano grandi oscillazioni di prezzo.

La riprogettazione della curva di domanda in MISO ha cambiato il prezzo della capacità?

In precedenza, l’asta utilizzava una curva di domanda verticale. Uno spostamento di un gigawatt nell’offerta poteva far passare il prezzo da quasi zero al massimo Cost of New Entry (CONE). Non esisteva nulla tra questi due estremi. La vecchia curva pagava quasi zero ogni volta che l’offerta superava il Planning Reserve Margin Requirement (PRMR), indipendentemente da quanto fosse ridotto il margine.

Il risultato erano esiti estremi. Nell’anno di pianificazione 2022-23, le zone Nord/Centro erano sotto di 1,2 GW rispetto al PRMR e hanno raggiunto il valore massimo CONE. Le zone Sud, in eccedenza, si sono chiuse vicino allo zero. La prima asta stagionale (PY 2023-24) ha visto i prezzi crollare a $10-15/MW-giorno grazie al recupero dell’eccedenza nel Nord/Centro. L’anno di pianificazione 2024-25 è salito a $30/MW-giorno in estate. La curva verticale non riusciva a valorizzare il margine sempre più stretto tra eccedenza e deficit.

FERC ha approvato una curva di domanda inclinata verso il basso basata sull’affidabilità (RBDC) per l’anno di pianificazione 2025-26. La RBDC valorizza ogni MW in base al suo contributo all’affidabilità. Un’offerta più ridotta ora genera prezzi proporzionalmente più alti. Il CONE per il 2025-26 varia da $321/MW-giorno (LRZ 10) a $373/MW-giorno (LRZ 5), fissando il tetto in ogni zona.

La RBDC ha anche introdotto un meccanismo di opt-out. Le entità che auto-forniscono il proprio fabbisogno possono uscire dalla PRA per tre anni di pianificazione consecutivi. Di conseguenza, l’asta ora si concentra su capacità realmente non impegnata, producendo un segnale di prezzo più netto.

Margini più stretti hanno causato un aumento di prezzo estivo di 22 volte

L’aumento dei prezzi segue la riduzione dell’eccedenza. In particolare, tre fattori hanno guidato il calo nell’anno di pianificazione 2025-26:

• 3,3 GW di generazione termica sono stati ritirati o sospesi
• 4,9 GW di capacità esistente hanno ricevuto una valutazione inferiore secondo il nuovo schema a quattro stagioni
• Un aumento di 0,8 GW nel requisito di margine di riserva ha ampliato il divario

Nuove aggiunte hanno parzialmente compensato queste perdite. Tuttavia, l’eccedenza di sistema è diminuita di 2,0 GW anno su anno.

Il restringimento è iniziato prima a livello zonale. In particolare, la Zona 5 (Missouri) ha raggiunto il tetto CONE di $719,81/MW-giorno nell’anno di pianificazione 2024-25. Un deficit locale di 872 MW ha causato il superamento. Questo stress zonale ha anticipato la riprezzatura a livello di sistema un anno dopo.

Il sondaggio 2025 dell’Organization of MISO States (OMS) prevede un’eccedenza compresa tra 1,4 e 6,1 GW per l’estate 2026. Nell’anno di pianificazione 2027-28, il limite inferiore diventa negativo a -1,4 GW. La crescita della domanda del 2,2% annuo supera le nuove connessioni. Data center e reshoring della produzione trainano la domanda. Oltre 300 GW sono in coda tra tutte le tecnologie. Se questa tendenza continua, i prezzi elevati della PRA persisteranno almeno fino al 2027-28. MISO ha introdotto una fast-track queue per gas naturale e BESS per soddisfare la domanda dei data center nel breve termine.

Come si distribuisce il valore tra stagioni e zone?

L’estate domina, rappresentando il 78% del valore annuale della capacità. L’autunno 2025 ha segnato una divergenza: Nord/Centro a $91,60/MW-giorno, Sud a $74,09/MW-giorno. È stata la prima volta che si è verificata una differenza di prezzo a livello di sottoregione dopo la riforma stagionale.

La differenza tra sottoregioni è importante per la localizzazione delle batterie, anche se oggi il divario è ridotto. Tuttavia, potrebbe aumentare se i modelli di ritiro nel Sud dovessero divergere.

Lo studio Loss of Load Expectation (LOLE) di MISO per il 2026-27 segnala un cambio stagionale. Il margine di riserva per l’inverno è salito al 18,9%. In estate è rimasto al 7,9%. Se la tendenza invernale dovesse continuare, il valore della capacità potrebbe spostarsi dall’estate.

Come guadagnano le batterie dal mercato della capacità in MISO?

Le batterie partecipano alla PRA come Electric Storage Resources (ESR). MISO ha lanciato questo modello di partecipazione il 1° settembre 2022, seguendo l’ordine FERC 841. L’ordine richiedeva agli ISO di creare modelli dedicati per lo storage energetico.

MISO assegna agli ESR un credito di capacità predefinito basato sulla durata massima di erogazione:

• Sistemi da due ore: nessun valore ufficiale pubblicato da MISO
• Sistemi da quattro ore: 95%
• Sistemi da otto ore: 95%

Il credito del 95% si applica sia ai sistemi da quattro che da otto ore. Una durata superiore alle quattro ore non aggiunge ulteriore valore di capacità secondo l’attuale metodologia.

Ai prezzi di compensazione dell’anno di pianificazione 2025-26, questo credito vale circa $75/kW-anno per le zone Nord/Centro (prezzo x giorni x 0,95 di credito, sommando le quattro stagioni). Tuttavia, gli sviluppatori dovrebbero valutare scenari in cui i prezzi estivi tornano verso $200-300/MW-giorno.

Come si confronta con altri ISO dell’est?

In confronto, altri ISO riconoscono un credito significativamente inferiore alle batterie da quattro ore. Il grafico seguente confronta l’accreditamento tra PJM, NYISO e MISO.

Gli sviluppatori che entrano oggi in MISO valutano una finestra di due anni prima del prossimo aggiornamento metodologico. Insieme ai servizi ancillari e all’arbitraggio energetico, i pagamenti di capacità possono costituire la base per un investimento BESS in MISO. La nuova curva di domanda, insieme a condizioni di scarsità, fa sì che il mercato della capacità MISO possa chiudere a prezzi più alti rispetto alle aste precedenti fino al reset metodologico previsto per il PY 2028-2029.