​Il potenziale di ricavo per BESS di quattro ore combinate in MISO ha raggiunto i 60 $/kW-mese all’Indiana Hub a febbraio, trainato da un’ondata di freddo di due giorni che ha portato i prezzi in tempo reale oltre i 1.100 $/MWh. Gli hub del nord hanno registrato una media superiore a 50 $/MWh nel mercato day-ahead, mentre quelli del sud sono rimasti sui bassi 30 $. Dal 10 febbraio in poi, i prezzi day-ahead negli hub del nord sono scesi tra 30 e 45 $/MWh.

In questo benchmark, Modo Energy analizza i prezzi all’ingrosso MISO, gli spread di arbitraggio BESS, il mix di generazione e le tendenze dei servizi ancillari per febbraio 2026.

Punti chiave

• Gli hub di Michigan e Indiana hanno registrato una media superiore a 50 $/MWh nel mercato day-ahead, mentre Arkansas e Texas sono rimasti sotto i 34 $/MWh.
• Gli spread TB4 in tempo reale su quattro ore hanno superato quelli day-ahead del 148%, premiando gli operatori esposti al mercato intraday.
• La produzione eolica è diminuita del 4,6% su base annua e ha mancato le ore con i prezzi più alti, portando il capture rate al 91,2%. Prezzi di sistema più elevati hanno comunque aumentato i ricavi eolici assoluti del 23,6%.
• I prezzi del gas naturale sono passati da 2,98 a 6,88 $/MMBtu, spingendo gli heat rate impliciti oltre 27 MMBtu/MWh durante l’evento di freddo. La scarsità, non il costo del combustibile, ha determinato i prezzi all’ingrosso.
• I BESS si sono caricati durante il surplus solare di mezzogiorno e hanno scaricato al picco serale, dimostrando il ciclo di arbitraggio che si intensificherà se la capacità solare crescerà in estate.

MISO North quotato a un premio di 20 $/MWh rispetto al Sud dopo l’ondata di freddo di inizio febbraio

Il 1–2 febbraio, la Tempesta Invernale Fern ha aumentato la domanda di riscaldamento nel Midwest mentre le interruzioni forzate dei generatori termici hanno raggiunto 11.000–13.300 MW. I prezzi in tempo reale all’Indiana Hub, hub di riferimento, hanno superato i 1.100 $/MWh. Un picco a fine mese, il 26 febbraio, ha brevemente alzato i prezzi, ma i prezzi day-ahead sono rimasti in media tra 30 e 45 $/MWh dal 10 febbraio in avanti.

Medie mensili day-ahead per hub:

• Michigan Hub: 51,84 $/MWh (più alto)
• Indiana Hub: 51,55 $/MWh
• Texas Hub: 33,48 $/MWh
• Arkansas Hub: 31,07 $/MWh

Il gap nord-sud di 20 $/MWh riflette le limitazioni di trasmissione che hanno concentrato i prezzi dell’ondata di freddo nel Midwest. Indiana e Michigan hanno offerto i migliori segnali di arbitraggio BESS; gli hub del sud hanno visto una dinamica di prezzo attenuata per tutto il periodo.

Lo stack di generazione MISO ha modellato la finestra di arbitraggio mentre gas e carbone si adattavano alla produzione solare

Gas e carbone hanno fornito la maggior parte della generazione MISO, con le unità a gas che aumentavano rapidamente durante i picchi mattutini e serali. Il nucleare è rimasto costante come baseload. L’eolico ha contribuito soprattutto durante la notte; il solare ha creato una depressione di carico a mezzogiorno che ha definito la finestra di carica per i BESS.

Henry Hub gas naturale è passato da 2,98 $/MMBtu il 18 febbraio a 6,88 $/MMBtu il 4 febbraio. L’escursione di 3,90 $/MMBtu ha ampliato il divario tra le ore marginali del gas e l’off-peak, espandendo direttamente la finestra di arbitraggio BESS.

Il 2 febbraio, l’heat rate implicito day-ahead ha raggiunto 27,6 MMBtu/MWh — prezzi da scarsità ben al di sopra dei costi marginali del gas. A metà mese, gli heat rate sono scesi a 9–11 MMBtu/MWh. Quando gli heat rate hanno superato i 20 MMBtu/MWh, i prezzi day-ahead all’Indiana Hub hanno superato i 100 $/MWh mentre l’off-peak è rimasto vicino ai 30 $/MWh, producendo gli ampi spread catturati dai BESS. Con la normalizzazione degli heat rate, picco e off-peak si sono avvicinati e la finestra di arbitraggio si è ridotta.

Gli spread BESS in tempo reale su quattro ore all’Indiana Hub sono raddoppiati anno su anno

Le medie day-ahead riflettono 24 giorni di negoziazione (dati non disponibili per il 9, 20, 21 e 22 febbraio). Le medie in tempo reale sono allineate agli stessi 24 giorni per confronto.

La Tempesta Invernale Fern ha guidato la maggior parte di questa sovraperformance. I prezzi day-ahead erano circa 80 $/MWh inferiori ai real-time il 1–2 febbraio, con prezzi real-time di mezzogiorno a 27–30 $/MWh e picchi serali in media a 90 $/MWh all’ora 17.

Indiana e Michigan hanno offerto gli spread più elevati. Gli spread day-ahead su quattro ore all’Illinois Hub hanno raggiunto 144 $/MW-giorno (+10,7% anno su anno); Arkansas è sceso del 30,6% a 85 $/MW-giorno. Lo spread day-ahead su quattro ore dell’Indiana Hub ha superato quello dell’Arkansas Hub del 109%.

Gli spread real-time su quattro ore all’Indiana Hub hanno superato quelli day-ahead del 148%. Gli operatori esposti al real-time hanno catturato quasi 2,5 volte i ricavi disponibili tramite la sola programmazione day-ahead.

Il capture rate eolico è sceso di 5,7 punti perché la produzione ha mancato le ore più remunerative

Il capture rate dell’eolico è sceso al 91,2%, in calo di 5,7 punti percentuali rispetto al 96,9% dell’anno precedente. I prezzi ponderati per la generazione hanno registrato una media di 53,33 $/MWh contro il prezzo di sistema ponderato per il tempo di 58,46 $/MWh.

I picchi di prezzo del 1–2 febbraio si sono verificati quando la produzione eolica era ben al di sotto della norma oraria. Poiché quelle ore hanno inciso in modo sproporzionato sulla media mensile dei prezzi, anche una modesta sotto-performance ha trascinato il capture rate verso il basso. La generazione eolica totale è scesa del 4,6% su base annua a 8.839 GWh, riducendo la quota eolica nello stack di offerta durante le ore di prezzo più elevato.

Il prezzo ponderato per la generazione dell’eolico, pari a 53,33 $/MWh, ha comunque superato i 43,16 $/MWh di febbraio scorso (+23,6%). Prezzi di sistema più alti hanno aumentato i ricavi assoluti anche se il capture ratio è diminuito.

Il surplus solare di mezzogiorno e il ramp serale hanno definito il ciclo di arbitraggio BESS

Il carico netto è passato da circa 53.000 MW all’ora 14 a 69.300 MW all’ora 18. Il salto di 16,3 GW tra mezzogiorno e sera definisce la finestra di arbitraggio.

Il surplus solare ha spinto i prezzi real-time di mezzogiorno ai minimi giornalieri (27–30 $/MWh, ore 12–15). Le batterie si sono caricate in quelle ore, assorbendo in media 245 MW all’ora 13 (fonte: dati MISO di generazione real-time per asset BESS registrati), e hanno scaricato 335 MW al picco serale (ora 17) quando gas e carbone sono saliti per soddisfare la domanda post-solare.

La dispersione dei prezzi orari rispetto alla domanda di sistema si divide in due regimi: un cluster di inizio febbraio sopra i 100 $/MWh a domanda moderata e un cluster post-evento sotto i 60 $/MWh a domanda simile. Durante l’evento di freddo, la temperatura — non solo il carico — ha determinato il prezzo.

La regolazione ha toccato i 94 $/MWh nei giorni più freddi del MISO

La regolazione day-ahead ha registrato una media di 17,45 $/MWh a febbraio; la media in tempo reale è stata di 22,11 $/MWh. Il 2 febbraio, la regolazione real-time ha raggiunto i 94,48 $/MWh. La co-ottimizzazione ha amplificato il picco: quando i prezzi dell’energia salgono, i costi opportunità spingono la regolazione ancora più in alto.

La Spin Reserve day-ahead ha registrato una media di 2,63 $/MWh e quella real-time di 4,13 $/MWh — valori marginali rispetto ai 444 $/MW-giorno dell’arbitraggio energetico real-time su quattro ore.

La regolazione è cresciuta strutturalmente. Dopo che MISO ha aumentato la procura di regolazione a 600 MW e triplicato il valore del carico non servito (VOLL), il prezzo di penalità per l’energia non fornita, a 10.000 $/MWh, la regolazione day-ahead è salita da 10,91 $/MWh nel 2023 a 17,34 $/MWh nel 2025, con una media di inizio 2026 a 23,59 $/MWh. Con la riduzione degli spread energetici in primavera, la quota della regolazione nel revenue stack dei BESS crescerà, perché gli spread si comprimono più velocemente di quanto si ammorbidiscano i prezzi della regolazione.

Prospettive per MISO

La Tempesta Invernale Fern ha creato opportunità straordinarie per i BESS in MISO per il secondo mese consecutivo, in particolare agli hub di Indiana e Michigan. L’aspetto più rilevante è l’ampliamento del gap day-ahead vs real-time: gli spread real-time su quattro ore all’Indiana Hub hanno superato quelli day-ahead del 148%.

Con la fine della domanda di riscaldamento in primavera, la depressione solare di mezzogiorno sostituirà le ondate di freddo come principale driver degli spread.