Los servicios auxiliares son productos de confiabilidad de la red que los operadores del sistema adquieren junto con la energía para mantener la estabilidad del sistema eléctrico. Los servicios auxiliares cubren correcciones de frecuencia segundo a segundo, energía de respaldo cuando un generador sale de servicio, y gestión de rampas ante la variabilidad de la producción renovable. Las implementaciones de BESS en MISO están bien posicionadas para participar en los mercados de servicios auxiliares debido a sus tasas de rampa y patrones flexibles de carga/descarga.

MISO opera cinco productos de servicios auxiliares en sus mercados mayoristas, distintos de otros servicios de confiabilidad como arranque en negro y soporte de voltaje.

Estos cinco productos forman una jerarquía basada en la velocidad de respuesta: a mayor rapidez, menor oferta, requisitos técnicos más estrictos y precios más altos. Solo uno, Regulación, genera ingresos significativos para BESS.

El precio promedio de Regulación DA en 2025 fue de $17.34/MWh, un 59% por encima del nivel base de 2023. Datos preliminares de 2026 sugieren una mayor aceleración, con precios DA de Regulación en enero de 2026 promediando $27.88/MWh. Para los desarrolladores que analizan la rentabilidad de proyectos en MISO, la mayor parte de los ingresos por servicios auxiliares proviene de Regulación.

Puntos clave

• Regulación es el servicio auxiliar más rentable en MISO para baterías, con precios DA que subieron un 59% de $10.91/MWh (2023) a $17.34/MWh (2025).
• El precio DA de Reserva Giratoria es un distante segundo lugar con $4.32/MWh. El precio DA de Reserva Suplementaria promedia alrededor de $1/MWh.
• La Regulación en Tiempo Real (RT) alcanzó un máximo de $1,151/MWh el 28 de julio de 2025. Con el Valor de Energía No Suministrada (VOLL), el precio tope durante escasez de suministro, ahora triplicado a $10,000/MWh, futuros eventos de escasez podrían incrementar los precios.
• MISO aumentó la adquisición de Regulación de 400 MW a 600 MW, extendiendo el margen antes de que el mercado se sature. Requisitos dinámicos previstos para 2026 podrían ampliar aún más los volúmenes y la volatilidad de precios durante las horas de rampa solar.

Cinco productos de servicios auxiliares, uno que paga

MISO adquiere cinco productos de reserva junto con energía en los mercados de día anterior y tiempo real.

La principal diferencia entre los productos es la velocidad de respuesta. Esa jerarquía determina la jerarquía de precios. La siguiente tabla resume cada producto, su tiempo de respuesta, volúmenes de adquisición y precios de liquidación.

Regulación es el producto más rápido y mejor pagado. Los recursos adjudicados siguen señales de Control Automático de Generación (AGC), ajustando la salida cada cuatro segundos. MISO adquiere 600 MW. A los precios DA actuales, Regulación es la fuente de ingresos más atractiva en la mayoría de las horas.

Las Reservas Giratorias requieren recursos en generación activa que puedan ramp up en 10 minutos. Con un promedio DA de $4.32/MWh en 2025, las Reservas Giratorias ofrecen una fuente de ingresos secundaria cuando la capacidad de Regulación ya está comprometida. El requerimiento varía de 900 MW en horas sin rampa a 1,200 MW en horas de rampa, dimensionado para cubrir la pérdida del generador más grande del sistema.

Los tres productos restantes pagan muy poco para ser la base de un caso de ingresos para BESS:

• Reserva Suplementaria: cubre el resto de las necesidades de contingencia (requerimiento de 1,110 MW), pero liquida apenas a $1.01/MWh DA
• Reserva a Corto Plazo (STR): introducida en 2021 para cubrir la ventana de 30 minutos. El requerimiento es dinámico, dimensionado a 1.5 veces la mayor contingencia, con precios de liquidación igualmente bajos
• Capacidad de Rampa: introducida en 2016 para gestionar la variabilidad de la carga neta. Se paga a los recursos por retener capacidad para cubrir variaciones esperadas en viento, solar y demanda en los próximos 10 minutos.

​​La Regulación se despliega continuamente vía AGC. Las reservas solo se activan después de un evento de contingencia. Estos despliegues son raros pero generan picos extremos de precios.

¿Cómo establece MISO los requisitos para los servicios auxiliares?

Los requisitos de reserva siguen los estándares de la North American Electric Reliability Corporation (NERC), dimensionados para cubrir la pérdida del mayor recurso individual:

• Reserva Giratoria: al menos la mitad de la contingencia total
• Reserva Suplementaria: el resto de la contingencia total
• Reserva a Corto Plazo: respaldo adicional de 30 minutos de la contingencia total

Estos requisitos son anidados: un recurso calificado para un producto de reserva más rápido también cuenta para necesidades de reservas más lentas. La capacidad de Reserva Giratoria puede cubrir vacantes de Reserva Suplementaria, ya que una unidad sincronizada puede hacer todo lo que una unidad fuera de línea puede. Sin embargo, la capacidad de Regulación no puede contar para necesidades de Reserva Giratoria o Suplementaria.

MISO establece Regulación en 600 MW en base a la variabilidad del sistema. A diferencia de NYISO, donde los requisitos fluctúan por hora y temporada, MISO aplica un valor estático las 24 horas. Se espera que esto cambie en 2026.

¿Cómo liquida MISO los precios de los servicios auxiliares?

Los cinco productos se liquidan junto con la energía en una sola optimización. El software de mercado de MISO encuentra la combinación de energía y reservas de menor costo. Cuando las reservas escasean, la programación de precios por escasez de MISO (oficialmente la Curva de Demanda de Reserva Operativa, ORDC) aumenta los precios según cuánto haya caído la oferta por debajo de los niveles objetivo.

En la cima de esa programación se encuentra el Valor de Energía No Suministrada (VOLL): el monto en dólares que los reguladores asignan a cada MWh no servido. En la práctica, el VOLL es el precio máximo que puede alcanzar el mercado durante una escasez.

Dos cambios estructurales están elevando los precios de Regulación

El aumento de 2025 no fue un caso aislado. Dos cambios de política elevaron el piso de precios.

Primero, MISO aumentó su requerimiento de Regulación de 400 MW a 600 MW. Los precios DA de Regulación en el segundo semestre de 2024 promediaron $13.31/MWh, un 32% más que los $10.11/MWh del primer semestre.

Segundo, MISO casi triplicó el VOLL de $3,500/MWh a $10,000/MWh a partir de septiembre de 2025, un nivel que no se había actualizado desde 2007. La programación anterior de precios por escasez tenía dos escalones planos en $1,100/MWh y $2,100/MWh. El nuevo esquema permite que los precios suban gradualmente hasta el techo de $10,000/MWh.

Noviembre de 2025 promedió $19.65/MWh en el día anterior, el mes completo más alto desde 2023. Enero de 2026 alcanzó $27.88/MWh durante una ola de frío invernal que redujo las reservas. Febrero se moderó a $18.04/MWh. El promedio de dos meses de $23.59/MWh refleja el nuevo techo de VOLL y la volatilidad estacional, no un nuevo piso permanente.

La Regulación en tiempo real liquida constantemente por encima del día anterior. En 2025, RT promedió $20.46/MWh frente a $17.34/MWh DA, una prima del 18%. La brecha se amplió a lo largo del año:

• 2025 año completo: RT $20.46/MWh vs DA $17.34/MWh (18% de prima)
• Marzo 2025 (mayor diferencia): RT $22.78/MWh vs DA $15.84/MWh
• Febrero 2026: RT $23.07/MWh vs DA $17.91/MWh

Para los operadores de BESS que ofertan en el día anterior, la prima persistente de RT sugiere que la exposición en tiempo real captura valor adicional, aunque con mayor riesgo de volatilidad.

El final del otoño y el invierno generan precios de regulación más altos. La primavera es más baja. Regulación es más competitiva con el arbitraje durante los meses intermedios, cuando los diferenciales de energía se comprimen.

Los datos diarios muestran lo que los promedios mensuales suavizan. El 28 de julio de 2025, la Regulación RT promedió $79.62/MWh en el día, más de 4 veces el promedio mensual. El pico horario alcanzó $1,151/MWh en HE19. Esta fue la última señal importante de escasez antes de la actualización de VOLL en septiembre de 2025. Bajo el nuevo techo de $10,000/MWh, una situación similar podría generar precios varias veces más altos.

¿Cómo se compara Regulación entre los ISOs?

PJM consolidó sus dos señales de regulación en un producto bidireccional único en octubre de 2025, con una división prevista en Regulación Up y Regulación Down en octubre de 2026. MISO siempre ha utilizado un solo producto de Regulación liquidado mediante co-optimización con energía.

En contraste con NYISO, donde los requisitos de reserva también dependen de la zona, los precios de regulación de MISO presentan poca diferenciación local.

Para los operadores de BESS, el diseño de producto único de MISO simplifica las ofertas en comparación con la próxima división en dos productos de PJM, y el mercado a nivel de sistema significa que el riesgo de base locacional es mínimo.

¿Qué deben saber los operadores de BESS?

Las baterías se volvieron elegibles para los cinco productos a mediados de 2022 bajo la Orden 841 de FERC. En la práctica, la elegibilidad viene con restricciones:

• Sincronización: Las unidades deben estar en línea para proporcionar Reserva Giratoria, ya que el software de MISO no puede procesar ofertas de almacenamiento fuera de línea.
• Limitaciones de carga del Acuerdo de Interconexión: Los acuerdos de interconexión pueden restringir cuándo una batería puede cargarse. Una iniciativa de partes interesadas (PAC-2024-3) está trabajando para eliminar restricciones obsoletas.
• Estado de carga: MISO deja la gestión del SoC al propietario del activo, a diferencia de NYISO que ofrece una opción gestionada por el operador del sistema. Los operadores deben equilibrar el margen de Regulación frente a los diferenciales de energía.

La creciente flota renovable también está aumentando la variabilidad del sistema, lo que a su vez genera más escasez de reservas. Para las baterías, esto se traduce en más MW de Regulación para vender, a precios más altos y con picos de escasez más frecuentes.