MISO richiede ai produttori di energia di garantire la fornitura durante i picchi di domanda. MISO negozia tale obbligo tramite un mercato della capacità. Anche le batterie possono vendere questa capacità.

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La Planning Resource Auction (PRA) di MISO soddisfa solo il 10% del fabbisogno di capacità della regione. Le utility coprono il resto tramite contratti bilaterali e piani integrati di risorse. 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 causato l’aumento. Il surplus di sistema è diminuito del 60%, da 6,5 GW a 2,6 GW. Questo ha eliminato il margine che manteneva i prezzi bassi. Una nuova curva di domanda inclinata ha poi sostituito il vecchio sistema di prezzi “tutto o niente”. Ora il margine ridotto si traduce direttamente in prezzi più alti.

Punti chiave

• Il prezzo di clearing della PRA estiva 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.
• Il surplus di sistema è sceso del 60% in tre anni di pianificazione (PY 2023-24 al 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 annuo della capacità, creando un rischio di concentrazione dei ricavi stagionali.
• Le batterie da quattro ore ricevono un credito amministrativo di capacità del 95%, il più alto tra gli ISO statunitensi. Dal 2028-29 una nuova metodologia Direct Loss of Load (DLoL) sostituirà questo valore predefinito, abbassando il credito al 50-65%.

Come funziona un’asta di capacità in MISO?

La tabella seguente riassume le meccaniche dell’asta MISO. I risultati sono pubblicati per sottoregione (Nord/Centro e Sud), con le singole zone che si separano quando ci sono vincoli locali.

Il dettaglio chiave: poiché la PRA gestisce solo il margine residuo, piccoli cambiamenti nel surplus producono grandi oscillazioni di prezzo.

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

L’asta utilizzava in precedenza 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 esistevano valori intermedi. 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 surplus, si sono chiuse vicino a zero. La prima asta stagionale (PY 2023-24) ha visto i prezzi crollare a $10-15/MW-giorno quando il surplus del Nord/Centro si è ripreso. 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 Reliability-Based Demand Curve (RBDC) per l’anno di pianificazione 2025-26. L’RBDC valuta ogni MW in base al suo contributo all’affidabilità. Una disponibilità più stretta produce ora prezzi proporzionalmente più alti. Il CONE per il 2025-26 va da $321/MW-giorno (LRZ 10) a $373/MW-giorno (LRZ 5), fissando il tetto per ciascuna zona.

L’RBDC ha anche introdotto un meccanismo di opt-out. Gli operatori che coprono interamente il proprio fabbisogno possono uscire dalla PRA per tre anni di pianificazione consecutivi. Di conseguenza, l’asta ora si concentra sulla capacità realmente non impegnata, generando 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 del surplus. In particolare, tre fattori hanno guidato il calo nel PY 2025-26:

• 3,3 GW di generazione termica ritirati o sospesi
• 4,9 GW di capacità esistente hanno ricevuto un’accettazione inferiore con il nuovo schema a quattro stagioni
• Un aumento di 0,8 GW del margine di riserva di pianificazione ha ampliato il divario

Nuove aggiunte hanno parzialmente compensato queste perdite. Tuttavia, il surplus di sistema è diminuito 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 surplus tra 1,4 e 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 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 annuo 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 dall’introduzione del nuovo schema stagionale.

La differenza tra sottoregioni è importante per la localizzazione delle batterie, anche se oggi il divario è ridotto. Tuttavia, potrebbe aumentare se i ritiri nel Sud seguiranno trend diversi.

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

Come guadagnano le batterie nel mercato della capacità MISO?

Le batterie partecipano alla PRA come Electric Storage Resources (ESR). MISO ha lanciato questo modello di partecipazione il 1° settembre 2022, secondo 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 in base alla 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 valore di capacità aggiuntivo con la metodologia attuale.

Ai prezzi di clearing del 2025-26, quel credito vale circa $75/kW-anno per le zone Nord/Centro (prezzo x giorni x credito 0,95, sommato sulle quattro stagioni). Tuttavia, gli sviluppatori dovrebbero valutare scenari in cui i prezzi estivi tornino verso $200-300/MW-giorno.

Come si confronta con altri ISO dell’Est?

A confronto, altri ISO attribuiscono alle batterie da quattro ore crediti di capacità significativamente inferiori. Il grafico sotto confronta i crediti tra PJM, NYISO e MISO.

Gli sviluppatori che entrano oggi in MISO stanno valutando una finestra di due anni prima del prossimo aggiornamento. Accanto ai servizi ancillari e all’arbitraggio energetico, i pagamenti di capacità possono essere la base per un business case BESS in MISO. Il nuovo design della curva di domanda, insieme alle condizioni di scarsità, potrebbe portare il mercato della capacità MISO a prezzi più elevati rispetto alle aste precedenti fino al cambio di metodologia previsto per il PY 2028-2029.