​La tempesta invernale Fern ha colpito MISO dal 23 al 26 gennaio 2026, portando alcune delle temperature più fredde degli ultimi decenni nell’Alto Midwest. Grand Rapids ha registrato -19°F il 24 gennaio, Minneapolis ha toccato -21°F il 23 gennaio e Flint ha raggiunto -24°F, solo un grado sopra il suo record assoluto.

MISO era preparato al peggio: il sistema elettrico ha retto e non si sono verificati distacchi di carico dovuti a carenze di generazione.

I prezzi hanno raccontato una storia più complessa: in Minnesota, gli LMP in tempo reale sono schizzati fino a 5,3 volte i livelli storici del P99—significa che i prezzi hanno superato di oltre cinque volte il 99° percentile dei prezzi orari dell’anno precedente. In Louisiana, invece, sono rimasti appena sopra i livelli normali invernali a 1,4 volte il P99, comunque notevole ma molto meno estremo. La diversità delle fonti e i vincoli di trasmissione regionali spiegano questa divergenza.

Punti chiave

• I prezzi in tempo reale in Minnesota hanno raggiunto $1.351/MWh mentre in Louisiana il picco è stato di $314/MWh. Il divario di 4 volte riflette i colli di bottiglia nella trasmissione che hanno impedito alla generazione a basso costo di raggiungere il Minnesota.
• Gas e carbone hanno fornito il 69% della generazione. Le unità di punta meno efficienti, operative a costi di combustibile elevati, hanno contribuito ai picchi di prezzo nelle regioni vincolate.
• Le opportunità di guadagno per i BESS sono state maggiori nel Nord di MISO. In Minnesota, il differenziale TB4 in tempo reale ha raggiunto $2.873/MW-giorno il 23 gennaio, contro $650-730/MW-giorno nel Sud di MISO.
• Un BESS da 200 MW per 4 ore presso il Minnesota Hub avrebbe guadagnato circa $2.875/MW-giorno il 23 gennaio—4,5 volte più del medesimo asset in Louisiana a $640/MW-giorno.

​Come si è sviluppata la tempesta sulla rete MISO

​La pressione è arrivata rapidamente e i mercati hanno risposto in fasi:

• 23 gennaio: La domanda ha superato le previsioni di 3.100 MW. I prezzi sono schizzati quella sera—il Minnesota ha toccato $1.247/MWh alle 18:00.
• 24 gennaio: I mercati del day-ahead hanno prezzato la tensione a $366-420/MWh. L’eolico è passato da 2.900 MW nella notte a 19.500 MW al mattino. Le centrali a gas hanno assorbito la variabilità.
• 26 gennaio: I mercati hanno sovracorretto. La domanda è risultata 3.600 MW inferiore alle previsioni poiché i trader hanno sovrastimato la persistenza del freddo.

​I mercati day-ahead hanno faticato a valutare correttamente la divergenza regionale. Il DA ha sottostimato il Minnesota Hub di $894/MWh al picco e sovrastimato il Louisiana Hub di $712/MWh—un errore di previsione di $1.600/MWh tra Nord e Sud.

Per gli operatori BESS, questi spread DA-RT rappresentano un’opportunità di guadagno aggiuntiva oltre il semplice arbitraggio.

​I prezzi sono divergi di quattro volte tra Nord e Sud

La divergenza dei prezzi riflette la geografia unica di MISO. Il vincolo Nord-Sud è contrattuale, non fisico.

Quando Entergy è entrata in MISO nel 2013, esistevano solo circa 1.000 MW di capacità di trasferimento diretto tra le regioni; il resto transitava attraverso i sistemi SPP e TVA. Un accordo del 2016 ha fissato i trasferimenti a 3.000 MW verso nord e 2.500 MW verso sud. Durante Fern, la generazione a basso costo è rimasta bloccata mentre i prezzi aumentavano altrove.

​La media degli LMP in tempo reale del Minnesota durante la tempesta ha raggiunto $206/MWh. L’Illinois ha avuto una media di $118/MWh. Il divario del 75% deriva dalla congestione: il Minnesota ha visto una congestione media di +$31/MWh mentre l’Illinois ha registrato -$42/MWh. L’Illinois poteva accedere a fonti di generazione più economiche mentre il Minnesota era bloccato dietro colli di bottiglia di trasmissione.

Questa divergenza è fondamentale per la scelta del sito BESS. Una batteria in Minnesota avrebbe potuto catturare il picco di $1.351/MWh. Lo stesso asset in Louisiana avrebbe visto $314/MWh. La posizione ha determinato una differenza di 4 volte nelle opportunità di ricavo massimo.

​La diversità delle fonti ha evitato un bis della tempesta Uri

La caratteristica principale della tempesta Uri—che nel 2021 causò blackout diffusi in Texas—furono i guasti forzati della generazione termica per mancanza di combustibile o problemi agli impianti. Oltre il 40% della capacità a gas e carbone andò offline. Fern è stata diversa: MISO ha riportato tassi di guasto forzato ben sotto il 10%, una frazione rispetto ai livelli di Uri.

​Le centrali a gas hanno operato in modo flessibile, fornendo il 36% della generazione totale durante la tempesta. Il carbone ha aggiunto un altro 33%. Il nucleare è rimasto costante al 13%, offrendo stabilità di base. L’affidamento sulla generazione termica, soprattutto sulle unità di punta a gas meno efficienti, ha contribuito a prezzi elevati nelle aree vincolate.

L’eolico si è dimostrato volatile ma con bilancio positivo. La produzione è passata da 2.900 MW a 22.900 MW di ora in ora, mettendo sotto pressione la rete. Gli impianti a gas hanno assorbito questa variabilità, riducendo la produzione del 43% durante i picchi di vento. Il mix di fonti ha funzionato perché sapeva adattarsi.

​Tre elementi chiave per il BESS in MISO:

• Il rendimento durante le tempeste è reale, ma dipende dalla posizione. Il Minnesota ha offerto spread TB4 di $2.873/MW-giorno, mentre il Mississippi $678. Stessa tempesta, stesso weekend, 4 volte la differenza nei ritorni.
• I miglioramenti della rete hanno ridotto gli estremi. Con Uri, il Minnesota ha visto spread TB4 oltre $10.000/MWh. Fern si è fermata a $2.873. Gli interventi di weatherization e i contratti di fornitura dal 2021 hanno ridotto i picchi estremi. Non bisogna stimare i ritorni come per Uri.
• I pattern di congestione sono prevedibili. La congestione media di +$31/MWh in Minnesota rispetto a -$42/MWh in Illinois riflette una topologia di trasmissione che si ripete negli eventi di stress. Scegli il sito di conseguenza.

​I BESS sono progettati per gestire questa volatilità.

A differenza delle centrali a gas, che affrontano rischi di approvvigionamento e costi elevati delle materie prime durante le ondate di freddo, le batterie rispondono in pochi secondi invece che in minuti. Su larga scala, la scarica dei BESS durante le ore di scarsità ridurrebbe gli spread stessi, catturando valore e abbassando i costi di sistema.