​Il potenziale di ricavi per BESS di quattro ore in MISO ha raggiunto $60/kW-mese all'Indiana Hub a febbraio, trainato da un'ondata di freddo di due giorni che ha fatto salire i prezzi in tempo reale oltre $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 a $30–45/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

• Michigan e Indiana Hub hanno registrato una media superiore a $50/MWh nel mercato day-ahead, mentre Arkansas e Texas sono rimasti sotto $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 non ha coperto le ore di prezzo più alto, facendo scendere il capture rate al 91,2%. Tuttavia, i prezzi di sistema più alti hanno aumentato i ricavi eolici assoluti del 23,6%.
• I prezzi del gas naturale sono oscillati da $2,98 a $6,88/MMBtu, portando i tassi di calore impliciti sopra 27 MMBtu/MWh durante l’evento di freddo. È stata la scarsità, non il costo del combustibile, a determinare i prezzi all’ingrosso.
• I BESS si sono caricati durante il surplus solare di mezzogiorno e hanno scaricato al picco serale, mostrando il ciclo di arbitraggio che si intensificherà se la capacità solare crescerà in estate.

Il Nord MISO ha registrato 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 fatto aumentare 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 $1.100/MWh. Un picco a fine mese, il 26 febbraio, ha temporaneamente alzato i prezzi, ma dal 10 febbraio in poi i prezzi day-ahead sono rimasti in media tra $30–45/MWh.

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 divario nord-sud di $20/MWh riflette vincoli di trasmissione che hanno concentrato i prezzi elevati nel Midwest. Indiana e Michigan hanno offerto i segnali di arbitraggio BESS più forti; i prezzi negli hub meridionali sono rimasti più stabili.

Il mix di generazione MISO ha definito la finestra di arbitraggio con gas e carbone che si sono adattati all’output solare

Gas e carbone hanno fornito la maggior parte della generazione MISO, con le centrali a gas che hanno aumentato rapidamente la produzione durante i picchi mattutini e serali. Il nucleare è rimasto stabile come baseload. L’eolico ha contribuito soprattutto di notte; il solare ha creato un calo del carico netto a mezzogiorno che ha definito la finestra di carica BESS.

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

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

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 trading (dati mercato day-ahead non disponibili per 9, 20, 21 e 22 febbraio). Le medie in tempo reale sono riferite agli stessi 24 giorni per confronto.

La Tempesta Invernale Fern ha contribuito in modo decisivo a queste performance. I prezzi day-ahead erano circa $80/MWh inferiori ai prezzi in tempo reale il 1–2 febbraio, con prezzi real-time di mezzogiorno a $27–30/MWh e picchi serali medi di $90/MWh all’ora 17.

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

Gli spread in tempo reale su quattro ore all’Indiana Hub hanno superato quelli day-ahead del 148%. Gli operatori esposti al mercato in tempo reale 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 poiché la produzione non ha coperto le ore di prezzo più alto

Il capture rate dell’eolico è sceso al 91,2%, in calo di 5,7 punti percentuali rispetto al 96,9% di un anno prima. 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 queste ore hanno avuto un peso significativo sulla media mensile, 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 il peso dell’eolico nell’offerta proprio durante le ore di prezzo più alto.

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

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

Il carico netto è variato da circa 53.000 MW all’ora 14 a 69.300 MW all’ora 18. Lo swing 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 queste ore, assorbendo in media 245 MW all’ora 13 (fonte: dati generazione MISO real-time per asset BESS registrati), e hanno scaricato 335 MW al picco serale (ora 17) quando gas e carbone sono saliti per coprire la domanda dopo il solare.

La distribuzione dei prezzi orari rispetto alla domanda di sistema si separa in due regimi: un cluster di inizio febbraio sopra $100/MWh a domanda moderata, e un cluster post-evento sotto $60/MWh a domanda simile. Durante l’ondata di freddo è stata la temperatura, più che il carico, a determinare il prezzo.

La regolazione ha toccato $94/MWh durante i giorni freddi in MISO

La regolazione day-ahead ha registrato una media di $17,45/MWh a febbraio; la media real-time è stata di $22,11/MWh. Il 2 febbraio, la regolazione real-time ha toccato $94,48/MWh. La co-ottimizzazione ha amplificato il picco: quando i prezzi dell’energia salgono, i costi opportunità fanno aumentare anche la regolazione.

La riserva rotante 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 dell’energia non servita (VOLL) 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 $23,59/MWh all’inizio del 2026. Con il restringersi degli spread energetici in primavera, la quota della regolazione nei ricavi BESS crescerà, poiché gli spread si comprimono più velocemente di quanto i prezzi della regolazione si ammorbidiscano.

Prospettive per MISO

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

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