La Subasta de Recursos de Planificación (PRA) 2026 de MISO estableció pagos de capacidad entre $116 y $126 por megavatio-día. Este resultado representa una caída del 42% frente al récord de $217/MW-día registrado en 2025/26. Es el segundo año bajo el mercado de capacidad reformado de MISO, que utiliza la Curva de Demanda Basada en Confiabilidad (RBDC).

​Para más información sobre el funcionamiento del mercado de capacidad de MISO, consulta nuestra guía explicativa.

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

El marco RBDC, introducido para la PRA 2025, reemplazó el modelo vertical de liquidación por una curva de demanda continua basada en la confiabilidad. Ahora, la capacidad se valora en función de la confiabilidad y no de un objetivo binario de excedente.

​El cambio a precios estacionales bajo el RBDC también ha modificado la composición estacional de los ingresos por capacidad. La proporción de ingresos anualizados provenientes del verano subió de 38% en 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 confiabilidad en verano, mientras que el otoño ($34/MW-día), invierno ($36/MW-día) y primavera ($8/MW-día) contribuyen marginalmente al precio anual de capacidad.

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

​¿Por qué bajaron los precios de capacidad de MISO año tras año?

Los precios de liquidación 2026/27 reflejan nuevas incorporaciones de generación, postergaciones en el retiro de plantas fósiles y mayor acreditación para renovables.

La capacidad total ofertada en la subasta de verano creció 4,8 GW interanual, de 137,8 GW a 142,6 GW. Además, la nueva generación (+5,6 GW) y los recursos externos (+1,0 GW) superaron las retiradas (-1,4 GW) y las pérdidas netas de acreditación (-0,4 GW). La energía solar representó la mayor parte de las nuevas instalaciones, 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. Por su parte, la eólica y algunas unidades térmicas vieron sus factores de acreditación ajustados a la baja tras el recálculo de sus aportes a la confiabilidad por parte de MISO.

El superávit de verano sobre el Requisito de Margen de Reserva de Planificación (PRMR) de MISO subió 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 de 2025. Este crecimiento en la capacidad disponible contrarió las expectativas del mercado de una caída 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 bajaron de $75/kW-año en 2025/26 a $44/kW-año en 2026/27, una caída del 42%. Solo el verano representó $37/kW-año de esos ingresos, mientras que las otras tres estaciones aportaron $7/kW-año en conjunto.

En MISO, la duración superior a 4 horas no añade factores de capacidad adicionales, por lo que las baterías de mayor duración no obtienen beneficios extra de acreditación.

A diferencia de la duración, la ubicación determina las diferencias de ingresos entre los activos BESS. Las baterías ubicadas 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 menores, reduciendo la rentabilidad de los proyectos.

Para los desarrolladores de baterías en general, la caída del 41% en los ingresos por capacidad subraya 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 siguen muy por encima del nivel previo a 2024, que era inferior a $10/MW-día. Los precios de 2026/27 entran en vigor el 1 de junio de 2026.