MISO richiede ai produttori di energia di garantire la disponibilità di potenza durante i picchi di domanda. MISO negozia questa obbligazione tramite un mercato della capacità. Anche le batterie possono venderla.

La Planning Resource Auction (PRA) di MISO copre solo il 10% del fabbisogno di capacità della regione. Le utility forniscono il 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 determinato 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 aveva mantenuto bassi i prezzi. Inoltre, una nuova curva di domanda inclinata verso il basso ha sostituito il vecchio meccanismo 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, con 3,3 GW di generazione termica ritirati o sospesi solo nel PY 2025-26.
• 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%, 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 qui sotto riassume la meccanica delle aste MISO. I risultati vengono pubblicati per sottoregione (Nord/Centro e Sud), con le singole zone che si separano quando si verificano vincoli locali.

Il 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 MISO ha cambiato il prezzo della capacità?

In passato, l’asta utilizzava una curva di domanda verticale. Uno spostamento di un gigawatt nell’offerta poteva far passare il prezzo da quasi zero al Costo di Nuovo Ingresso (CONE) massimo. 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 in deficit di 1,2 GW rispetto al PRMR e hanno raggiunto il CONE. Le zone Sud, in eccedenza, si sono chiuse vicino a zero. La prima asta stagionale (PY 2023-24) ha visto i prezzi crollare a $10-15/MW-giorno poiché l’eccedenza del Nord/Centro si era ripresa. 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 surplus 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 attribuisce un prezzo a ogni MW in base al suo contributo all’affidabilità. Ora, una fornitura più stretta produce prezzi proporzionalmente più alti. Il CONE per il 2025-26 va da $321/MW-giorno (LRZ 10) a $373/MW-giorno (LRZ 5). Questi valori rappresentano il tetto massimo in ciascuna zona.

La RBDC ha anche introdotto un meccanismo di opt-out. Le entità di servizio della domanda (LSE) che auto-forniscono l’intero fabbisogno possono uscire dalla PRA per tre anni di pianificazione consecutivi. Di conseguenza, l’asta ora si concentra sulla capacità realmente non impegnata. Questo produce 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 ritirati o sospesi
• 4,9 GW di capacità esistente hanno ricevuto una minore accreditazione secondo il nuovo schema delle quattro stagioni
• Un aumento di 0,8 GW nel requisito di margine di riserva di pianificazione ha ampliato ulteriormente il divario

Le 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 suo tetto CONE di $719,81/MW-giorno nell’anno di pianificazione 2024-25. Un deficit locale di 872 MW ha causato il superamento. Quello 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 da 1,4 a 6,1 GW per l’estate 2026. Nell’anno di pianificazione 2027-28, il valore minimo diventa negativo a -1,4 GW. La crescita della domanda del 2,2% annuo supera le nuove connessioni. Data center e reshoring manifatturiero guidano la domanda. Oltre 300 GW sono in coda su tutte le tecnologie. Se questa tendenza continua, i prezzi elevati della PRA persisteranno almeno fino all’anno di pianificazione 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 si è distinto: Nord/Centro a $91,60/MW-giorno, Sud a $74,09/MW-giorno. È stata la prima divisione di prezzo a livello di sottoregione dalla riforma stagionale.

La divisione tra sottoregioni è importante per la scelta del sito delle batterie, anche se oggi la differenza è minima. Tuttavia, potrebbe ampliarsi se i modelli di dismissione nel Sud dovessero divergere.

Lo studio Loss of Load Expectation (LOLE) di MISO per l’anno di pianificazione 2026-27 segnala un cambiamento stagionale. Il margine di riserva di pianificazione invernale è salito al 18,9%. L’estate è rimasta al 7,9%. Se il trend di restringimento invernale continua, il valore della capacità potrebbe spostarsi dall’estate.

Come guadagnano le batterie dai ricavi di capacità in MISO?

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

MISO assegna agli ESR un credito di capacità predefinito in base alla durata massima di erogazione:

• Sistemi da due ore: nessun valore ufficiale MISO pubblicato
• 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 la metodologia attuale.

Ai prezzi di compensazione dell’anno di pianificazione 2025-26, tale credito genera circa $75/kW-anno per le zone Nord/Centro (prezzo x giorni x credito 0,95, sommato sulle quattro stagioni). Detto ciò, gli sviluppatori dovrebbero valutare scenari in cui i prezzi estivi tornino verso $200-300/MW-giorno.

Come si confronta con altri ISO?

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

Gli operatori che entrano oggi in MISO stanno valutando una finestra di due anni prima del prossimo reset. ​Oltre ai servizi ancillari e all’arbitraggio energetico, i pagamenti di capacità possono rappresentare una base solida per un investimento BESS in MISO. La nuova curva di domanda, unita a condizioni di scarsità, implica che il mercato della capacità di MISO potrebbe chiudere a prezzi più alti rispetto alle aste precedenti fino al nuovo reset metodologico nel PY 2028-2029.

Per ulteriori informazioni sulle ricerche Modo Energy su MISO, contatta william@modoenergy.com.