La Subasta de Recursos de Planificación (PRA) de MISO para 2026 asignó pagos de capacidad entre $116 y $126 por megavatio-día. Este resultado representa una caída del 42% respecto al récord de $217/MW-día en 2025/26. Este es el segundo año bajo el mercado de capacidad reformado de MISO utilizando la Curva de Demanda Basada en la Fiabilidad (RBDC).

Para obtener más información sobre el funcionamiento del mercado de capacidad de MISO, lea nuestra explicación.

¿Cuáles fueron los precios de capacidad de MISO para 2026/27?

El marco RBDC, introducido para la PRA de 2025, reemplazó el modelo de liquidación vertical por una curva de demanda continua basada en la fiabilidad. Esta curva determina el precio de la capacidad como función de la fiabilidad en lugar de un objetivo binario de superávit.

El cambio a precios estacionales bajo el RBDC también ha modificado la composición estacional de los ingresos por capacidad. La participación del verano en los ingresos anualizados aumentó de 38% en el año 2024/25 a 78% en 2025/26 y a 85% en 2026/27. El mercado de capacidad de MISO ahora está impulsado por preocupaciones de fiabilidad en verano, mientras que el otoño ($34/MW-día), invierno ($36/MW-día) y primavera ($8/MW-día) contribuyen marginalmente a los precios anuales de capacidad.

La región Norte/Centro (Zonas de Recursos Locales 1 a 7) liquidó a $126/MW-día. La subregión Sur (LRZs 8 y 10) liquidó a $116/MW-día, debido a restricciones de transferencia hacia el Norte de MISO. Además, la LRZ 9 en Luisiana liquidó a $123/MW-día.

¿Por qué bajaron los precios de capacidad de MISO en comparación anual?

Los precios de liquidación de 2026/27 reflejan nuevas incorporaciones de generación, aplazamientos en retiros de combustibles fósiles y mayor acreditación para renovables.

La capacidad total ofrecida en la subasta de verano creció en 4,8 GW año tras año, de 137,8 GW a 142,6 GW. Además, la nueva generación (+5,6 GW) y los recursos externos (+1,0 GW) superaron los retiros (-1,4 GW) y las pérdidas netas de acreditación (-0,4 GW). La energía solar representó la mayor parte de las nuevas construcciones, seguida por gas y BESS.

Además, la energía solar se benefició de una mayor acreditación y pudo ofertar más capacidad no forzada (UCAP) que en años anteriores. Mientras tanto, la eólica y algunas unidades térmicas vieron sus factores de acreditación ajustados a la baja, ya que MISO recalculó sus contribuciones a la fiabilidad.

El superávit de verano sobre el Requisito de Margen de Reserva de Planificación (PRMR) de MISO aumentó a 4,6 GW, frente a 2,6 GW en 2025/26. Esto se ubicó en la mitad superior del rango proyectado de 1,4 a 6,1 GW en la Encuesta OMS-MISO 2025. Este crecimiento en capacidad disponible fue contrario a las expectativas del mercado de una disminución continua.

Con la generación superando el margen de reserva objetivo, la curva de demanda descendente del RBDC liquidó a un precio más bajo.

¿Cuáles son las implicaciones de ingresos para BESS en MISO?

Para una batería de 4 horas en la región Norte/Centro de MISO, los ingresos por capacidad cayeron de $75/kW-año en 2025/26 a $44/kW-año en 2026/27, una disminución del 42%. Solo el verano representó $36/kW-año de ese ingreso, mientras que las otras tres estaciones sumaron $6/kW-año en conjunto.

Una duración superior a 4 horas no agrega factores de capacidad adicionales en MISO, por lo que las baterías de mayor duración no ven beneficios adicionales de acreditación.

A diferencia de la duración, la ubicación genera diferencias de ingresos entre los activos BESS. Las baterías instaladas en la región Norte/Centro capturarían el precio anualizado más alto de $126/MW-día. Sin embargo, activos equivalentes en MISO Sur liquidarían a precios más bajos, reduciendo la rentabilidad de los proyectos.

Para los desarrolladores de baterías en general, la caída del 41% en los ingresos por capacidad destaca la importancia de los spreads de arbitraje energético y los ingresos por servicios auxiliares.

Los operadores de activos deben esperar que los ingresos anuales por capacidad sigan siendo volátiles bajo el RBDC. Los precios del segundo año retrocedieron de forma significativa pero se mantienen muy por encima del nivel previo a 2024 de menos de $10/MW-día. Los precios de 2026/27 entran en vigor el 1 de junio de 2026.