MISO ha affrontato due eventi meteorologici estremi in tre settimane. L’11 agosto, un derecho, ovvero una tempesta di vento ad alta intensità, ha attraversato la zona da Iowa alla valle dell’Ohio con raffiche fino a 159 km/h, lasciando oltre 1 milione di clienti senza elettricità. Dal 31 agosto al 4 settembre, una cupola di calore ha spinto la domanda fino a 123 GW, un nuovo record per settembre.

I due eventi hanno spinto gli spread in direzioni opposte. Il derecho ha ridotto lo spread top-bottom (TB4) in tempo reale su quattro ore all’Indiana Hub da 555 $/MW-giorno del 10 agosto a 196 $/MW-giorno il giorno della tempesta. Gli spread hanno continuato a scendere il 12 agosto, toccando un minimo di 54 $/MW-giorno, un crollo del 90%. Al contrario, la cupola di calore ha fatto salire gli spread fino a 5.971 $/MW-giorno. Questo valore è 17 volte il ricavo giornaliero medio di una batteria MISO North in agosto.

Il meteo estremo è sempre più frequente nel MISO, ma paga i sistemi di accumulo a batteria (BESS) solo quando restringe il sistema. Le tempeste che causano blackout diffusi abbattono la domanda, deprimendo i prezzi anche se costringono allo stesso tempo a ridurre la produzione eolica. La cupola di calore, invece, ha lasciato una domanda record superiore all’offerta disponibile. Una batteria che avesse venduto nei 25 minuti con prezzo bloccato al tetto di 10.000 $/MWh avrebbe potuto guadagnare quanto 12 giorni di ricavi medi di agosto.

Punti chiave

• Gli eventi meteorologici estremi sono in aumento nel MISO. Le segnalazioni di tornado nelle regioni Nord e Centrale sono state del 141% superiori alla media degli ultimi cinque estati, mentre i giorni di cupola di calore sono aumentati del 21% rispetto allo stesso periodo.
• Il meteo estremo può abbattere la domanda e deprimere i prezzi anche costringendo la produzione eolica offline. Il derecho ha ridotto il vento di soli 0,9 GW il giorno della tempesta, mentre il carico è sceso fino a 4,5 GW sotto le previsioni il giorno successivo.
• La cupola di calore del 2 settembre ha bloccato i prezzi in tempo reale a 5 minuti all’Indiana Hub al tetto MISO di 10.000 $/MWh per 25 minuti. MISO ha triplicato questo limite da 3.500 $/MWh lo scorso settembre, aumentando la remunerazione per chi riesce a cogliere i picchi in tempo reale.
• Una batteria da 100 MW completamente in tempo reale avrebbe potuto guadagnare 631.000 $ il 2 settembre, 14 volte il totale del giorno del derecho.

Il meteo estremo è in aumento nel MISO: i tornado in Indiana sono cresciuti del 692% quest’estate

Un derecho è una tempesta di vento che provoca danni in linea retta su un percorso di almeno 640 km di lunghezza e 100 km di larghezza, con raffiche di almeno 93 km/h. L’11 agosto, le raffiche hanno raggiunto i 159 km/h a Gary, Indiana, e la tempesta ha generato almeno otto tornado confermati. Alcune zone del nord-ovest dell’Indiana sono rimaste senza corrente per due settimane.

I venti estremi si stanno spostando nell’area MISO. Le segnalazioni di tornado sono state dal 275% al 692% superiori alla media quinquennale in Illinois, Missouri e Indiana, continuando lo spostamento verso est fuori dal territorio SPP e dentro MISO.

Anche le ondate di calore estremo stanno crescendo allo stesso modo. Da giugno ad agosto 2026 si è registrata l’estate più calda mai rilevata negli Stati Uniti secondo i dati mentre El Niño si rafforzava. Indianapolis ha registrato 17 giorni di cupola di calore quest’estate contro una media quinquennale di 13. Un giorno di cupola di calore è ogni giorno in una serie di almeno tre giorni consecutivi con temperature pari o superiori a 32°C.

Questo andamento ha precedenti. Il benchmark di luglio di Modo Energy ha monitorato due ondate di calore in un solo mese. Uno studio a livello di contea sulle interruzioni negli Stati Uniti ha rilevato che un blackout di almeno otto ore è 52 volte più probabile quando il caldo estremo si combina con venti di tempesta e forti piogge.

Lo stesso studio distingue il rischio di blackout nel MISO: il Nord è più sensibile ai venti forti con caldo moderato, il Sud alle ondate di calore prolungate. Entrambi gli eventi di questa estate hanno colpito maggiormente le regioni Nord e Centrale. Vengono inoltre segnalate dalle proiezioni della North American Electric Reliability Corporation (NERC) carenze di capacità in queste aree.

Per gli sviluppatori, questo sposta l’esposizione al meteo estremo da un problema di localizzazione SPP a uno di MISO.

Il derecho ha fatto crollare gli spread del 90% invece di farli salire

Danni di questa portata normalmente suggerirebbero uno shock di offerta, poiché le tempeste fermano le turbine eoliche e danneggiano le infrastrutture. I dati mostrano invece blackout diffusi dal lato della domanda: la perdita di oltre 1 milione di clienti ha ridotto il carico, non la generazione. Tuttavia, la produzione eolica è scesa fino al 41% rispetto alla stessa ora del giorno precedente durante la tempesta.

Il carico totale del sistema MISO è stato in media 2,5 GW sotto le previsioni il 12 agosto, con scarti orari fino a 4,5 GW, pari al 4% della domanda prevista. Il picco di domanda è sceso del 4%, da 117 GW il 10 agosto a 112 GW il 12 agosto. Il ripristino della domanda è durato diversi giorni, quindi il minimo dei prezzi è arrivato il giorno dopo la tempesta.

I prezzi in tempo reale sono scesi sotto quelli del giorno prima il 12 e 13 agosto. Lo spread TB4 in tempo reale all’Indiana Hub è sceso a 54 $/MW-giorno il 12 agosto, mentre lo spread del giorno prima è rimasto a 397 $/MW-giorno. Le batterie impegnate nel day-ahead hanno bloccato uno spread sette volte superiore rispetto a quelle in dispacciamento merchant in tempo reale.

Prezzi bloccati al tetto di 10.000 $/MWh per 25 minuti il 2 settembre

La cupola di calore ha avuto l’effetto opposto rispetto all’evento di vento. Il 1° settembre, i prezzi orari in tempo reale all’Indiana Hub hanno raggiunto i 1.154 $/MWh nel picco serale. Il 2 settembre si è andati oltre: la domanda ha stabilito il record di settembre.

L’offerta ridotta ha spinto i prezzi al massimo contro una domanda da record. La produzione solare è passata dal picco di 18 GW a mezzogiorno a zero in serata, mentre le importazioni nette sono scese a 7,9 GW nell’ora critica. I prezzi in tempo reale a 5 minuti all’Indiana Hub sono saliti da 843 $/MWh alle 18:45 a 10.000 $/MWh, il Value of Lost Load di MISO, alle 19:00. Sono rimasti su quel valore per 25 minuti.

Un Maximum Generation Event su tutta la rete è iniziato alle 18:44 ed è passato al Livello 2 alle 19:11, proprio durante il picco. MISO ha riferito che tra le cause dell’emergenza vi sono stati carichi superiori alle previsioni e la perdita di programmi di scambio di importazione.

Quanto avrebbe potuto guadagnare una batteria?

Per una batteria, il picco si è tradotto direttamente in spread. Lo spread TB4 in tempo reale ha raggiunto i 5.971 $/MW-giorno all’Indiana Hub, secondo solo ai 6.163 $/MW-giorno del Michigan Hub. È 17 volte quanto guadagna mediamente una batteria MISO North al giorno in agosto.

La flotta di batterie MISO ha sfruttato lo stress del sistema. La scarica ha raggiunto i 608 MW nell’ora precedente il picco, mantenendo 534 MW durante i 25 minuti critici. Una batteria che avesse scaricato in quel periodo avrebbe potuto incassare 4.167 $/MW solo in quei 25 minuti, rispetto ai 5.971 $/MW-giorno dell’intera giornata.

Anche i prezzi dei servizi ancillari sono saliti insieme a quelli dell’energia, poiché la co-ottimizzazione fa sì che riflettano il costo opportunità dell’energia. La regolazione in tempo reale su tutto il MISO ha raggiunto i 1.253 $/MWh nell’ora critica, offrendo alle batterie due fonti di ricavo elevato.

Cosa significa questo per gli sviluppatori di BESS nel MISO

Gli sviluppatori dovrebbero concentrarsi sugli eventi meteorologici estremi che muovono i prezzi su tutta la rete. Il derecho non ha creato valore di spread top-bottom all’hub, ma solo interruzioni localizzate. La cupola di calore ha mosso i prezzi in ogni zona: è questa l’esposizione su cui vale la pena investire.

L’hedging è importante, dato l’elevata volatilità e il caldo record nel MISO. Una copertura day-ahead limita le perdite in caso di tempesta, ma ha sacrificato l’85% dei guadagni del 2 settembre, quando il day-ahead si è fermato a 878 $/MW-giorno contro i 5.971 $/MW-giorno dello spread in tempo reale.

Il nuovo Value of Lost Load più alto alza la coda dei prezzi in tempo reale. Con il tetto a 10.000 $/MWh, mantenere capacità per il mercato real-time è ancora più importante, perché i minuti bloccati ora pagano circa tre volte quanto un anno fa.