​I picchi serali nella seconda metà di maggio, aggravati da diversi giorni di condizioni meteorologiche estreme, hanno caratterizzato il maggio 2026 in MISO.

I prezzi in tempo reale nella zona dell’Indiana (LRZ6) hanno raggiunto un massimo di $484/MWh durante l’ora delle 18:00 del 27 maggio, oltre 14 volte la media mensile in tempo reale dell’Indiana di $34/MWh. Nove ore hanno superato i $200/MWh tra il 17 e il 27 maggio, distribuite tra i picchi serali e un insolito picco diurno il 18 maggio.

Gli spread TB4 si sono ampliati in tutte le zone settentrionali, con l’Indiana che ha toccato $237/MW-giorno in tempo reale. Questi spread TB4 sono aumentati del 65% rispetto all’anno precedente, mentre la differenza nord-sud è rimasta stabile.

Punti chiave

• L’Indiana (LRZ6) ha guidato gli spread top-bottom in tempo reale con $237/MW-giorno, in crescita del 65% su base annua. Le zone settentrionali hanno registrato in media spread TB4 del 39% superiori rispetto al MISO Sud nel day-ahead.
• I prezzi in tempo reale hanno raggiunto un picco di $484/MWh il 27 maggio, ma il valore del mese si è distribuito su una serie di serate piuttosto che su un singolo evento di scarsità.
• La produzione solare è aumentata del 55% su base annua fino a una media di 6,1 GW, con un picco di 14,4 GW a mezzogiorno. Le nuove installazioni solari hanno accentuato il ramp serale che ha determinato i prezzi elevati delle serate di maggio.
• La regolazione day-ahead ha raggiunto una media di $18/MWh, circa sette volte la riserva rotante day-ahead, mantenendosi il prodotto ancillare più redditizio per lo storage in MISO.

Prezzi e spread divisi tra nord e sud nel mese di maggio in MISO

Le zone dell’Indiana (LRZ6) e del Michigan Inferiore (LRZ7) hanno guidato i prezzi dell’energia day-ahead vicino a $34/MWh, mentre il sud si è mantenuto più basso. L’Arkansas (LRZ8) si è attestato a $25/MWh, con uno sconto di $8/MWh.

Il divario si è ampliato negli spread top-bottom. Le zone settentrionali hanno registrato in media spread TB4 di $128/MW-giorno, il 39% in più rispetto al MISO Sud. L’Indiana ha guidato gli spread TB4 in tempo reale con $237/MW-giorno (in crescita del 65%), seguita dal Minnesota (LRZ1) a $220/MW-giorno e dall’Illinois (LRZ4) a $218/MW-giorno.

Il MISO Sud ha registrato eventi di scarsità minimi a maggio. L’Arkansas si è mantenuto relativamente stabile a $117/MW-giorno in tempo reale, e il Mississippi (LRZ10) è sceso a $124/MW-giorno.

La zona Louisiana/Texas (LRZ9) è scesa a $154/MW-giorno dai $463/MW-giorno di maggio 2025. Un evento di interruzione del carico in LRZ9, causato da congestione di rete, aveva portato la media di maggio 2025 oltre il 300% rispetto alle altre zone del MISO Sud.

Il divario strutturale riflette una domanda industriale più densa e percorsi di importazione limitati al nord rispetto all’eccesso di capacità a gas della costa del Golfo nel sud. Una batteria da 100 megawatt con quattro ore di autonomia, sfruttando gli spread in tempo reale, ha guadagnato circa $12.000/giorno in più in Indiana rispetto all’Arkansas. Di conseguenza, la scelta del sito all’interno del MISO conta più di quasi ogni altra leva di ricavo.

Dove si è effettivamente concentrato il valore di maggio?

I mesi di transizione primaverile in MISO raramente producono scarsità di offerta come i mesi invernali, e maggio 2026 non ha fatto eccezione. Il valore si è concentrato su una serie di serate nella seconda metà del mese, quando il clima estivo è arrivato in anticipo sul MISO.

L’ora di maggiore scarsità è stata alle 18:00 del 27 maggio, quando l’Indiana in tempo reale ha raggiunto $484/MWh. Il 19 maggio ha seguito con $452/MWh alle 20:00.

Il 18 maggio si è distinto per un movimento diurno, con le ore della tarda mattinata che hanno superato tra $325 e $429/MWh mentre la domanda cresceva più rapidamente della produzione solare. Ciò è stato causato da temperature elevate e maltempo nel Midwest, inclusi temporali e tornado.

In totale, nove ore hanno superato i $200/MWh e venti i $100/MWh, concentrate tra il 17 e il 27 maggio. Il mercato day-ahead ha sottovalutato i picchi più marcati. Il 27 maggio, la media day-ahead è stata di $58/MWh mentre il tempo reale ha raggiunto $85/MWh.

Lo storage che ha mantenuto l’energia fino alla sera ha catturato la differenza, mentre le unità già impegnate hanno lasciato valore sul tavolo.

La supply stack si è spostata ancora di più verso gas e solare

Il gas naturale ha raggiunto una media di 21 GW a maggio, in crescita dell’8% rispetto all’anno precedente. Questo aumento ha colmato lo spazio lasciato dalle vecchie centrali a carbone, scese del 12% a 17,8 GW.

Tuttavia, il solare è cresciuto di più in termini proporzionali. La produzione solare ha raggiunto una media di 6,1 GW rispetto ai 3,9 GW di maggio 2025, con un aumento del 55% che riflette un anno di nuove installazioni su larga scala. L’eolico è salito del 15% a 11,7 GW.

Il solare ha raggiunto il picco di 14,4 GW a mezzogiorno, e questa crescita ha accentuato il ramp serale. Il carico netto è sceso a 49 GW a metà mattina quando il solare era al massimo, per poi salire a 67 GW alle 20:00.

La flotta di batterie MISO era ben posizionata per sfruttare un profilo di carico guidato dal solare. Il dispacciamento medio ha raggiunto il minimo di carica di 350 megawatt nelle prime ore del mattino e il massimo di scarica di 450 megawatt alle 19:00, posizionandosi direttamente nella finestra del ramp serale.

I ricavi dei servizi ancillari di MISO a maggio guidati dalla regolazione

La regolazione day-ahead ha raggiunto una media di $18/MWh, in aumento del 7% su base annua, rimanendo il prodotto ancillare di maggior valore in MISO.

La regolazione in tempo reale ha raggiunto $17/MWh, in crescita del 3%. Tuttavia, la riserva rotante day-ahead è scesa del 46% a meno di $3/MWh, e la riserva supplementare day-ahead è calata del 38% a $0,32/MWh.

La regolazione ha superato di circa sette volte la riserva rotante day-ahead a maggio. La capacità impegnata nelle riserve ha perso sia il premio della regolazione sia i ramp serali di fine maggio.

Prospettive estive per il BESS in MISO

La notevole crescita del solare in MISO ha reso la curva del carico netto giornaliero così ripida che anche le normali serate di mezza stagione ora sperimentano stress quando il solare cala. Quindi, la serie di serate ad alto prezzo tra il 17 e il 27 maggio potrebbe diventare la norma stagionale per MISO.

Le zone settentrionali continuano a sovraperformare rispetto a quelle del MISO Sud. Gli spread in tempo reale di quattro ore in Indiana, Illinois e Minnesota sono rimasti ben al di sopra dei corrispettivi meridionali. I fattori strutturali dietro il divario, come i vincoli di trasferimento e margini di riserva più sottili al nord, non si risolveranno a breve.

Per gli operatori di storage, maggio rafforza il valore di mantenere l’energia fino al ramp serale, della scelta del sito e della continua predominanza della regolazione nello stack ancillare MISO.