​Junio de 2026 fue el primer mes de verano del año en traer olas de calor a MISO, y dos de ellas provocaron períodos distintos de precios elevados. Los diferenciales TB4 en tiempo real cayeron interanualmente en los ocho hubs, la mayoría en un 30% o más.

La generación solar aumentó un 50% y la eólica un 15% frente a una demanda estable año a año, aplanando el rango diario de precios. El hub de Michigan lideró en tiempo real con $277/MW-día, bajando desde $379/MW-día, e Indiana Hub, el hub de referencia, cayó a $256/MW-día desde $377/MW-día.

La excepción llegó al final del mes: una cúpula de calor a finales de junio empujó los precios en tiempo real de Indiana Hub a $685/MWh el 30 de junio, más de 20 veces el valor medio de $31/MWh, y proporcionó a las baterías su mayor ingreso en una sola tarde del mes.

Puntos clave

• Los diferenciales TB4 en tiempo real cayeron interanualmente en todos los hubs de MISO, Norte y Sur, la mayoría en un 30% o más. Michigan Hub lideró con $277/MW-día; Indiana Hub, el de referencia, cayó a $256/MW-día desde $377/MW-día.
• La generación solar aumentó un 50% interanual y la eólica un 15%, mientras que el carbón cayó un 13% y el gas un 6%. La demanda se mantuvo estable en una media horaria de 84 GW.
• Dos olas de calor concentraron la volatilidad del mes. Los precios en tiempo real en Indiana Hub alcanzaron un máximo de $685/MWh el 30 de junio, cuando la demanda del sistema llegó a su máximo mensual de 124 GW.
• La regulación en tiempo real promedió $19/MW-día, un 10% más interanual. Se mantuvo como el producto auxiliar mejor pagado para el almacenamiento en MISO, muy por encima de la reserva giratoria y suplementaria en tiempo real, que estuvieron en $1/MW-día o menos.

Los diferenciales en tiempo real se estrecharon en MISO mientras la solar aumentó un 50%

Los diferenciales TB4 en tiempo real cayeron interanualmente en los ocho hubs de MISO y pueden verse afectados por eventos climáticos extremos, como la Tormenta Invernal Fern. Michigan Hub lideró con $277/MW-día, una caída del 27% desde $379/MW-día. Indiana Hub, el de referencia, cayó un 32% hasta $256/MW-día desde $377/MW-día.

La mayor compresión se dio en el Norte. Minnesota Hub bajó un 56% a $162/MW-día e Illinois Hub cayó un 48% a $179/MW-día. Los hubs del sur empezaron más bajos y cayeron menos en términos absolutos: Louisiana Hub bajó un 33% a $123/MW-día y Arkansas Hub cayó un 46% a $91/MW-día.

Parte de esa caída interanual refleja una base alta en 2025, no solo más renovables. Una cúpula de calor a finales de junio de 2025 cubrió del 20 al 24 de junio, marcando récords de temperatura en el Alto Medio Oeste y elevando los diferenciales en el norte de MISO ese mes.

En los dos hubs del norte, los diferenciales en el mercado del día anterior se movieron en sentido opuesto, siendo los únicos en ampliarse interanualmente. El de Indiana subió un 15% a $253/MW-día y el de Michigan un 10% a $240/MW-día.

Para una batería de 100 MW y cuatro horas, esta diferencia cambia dónde está el valor. Las oscilaciones en tiempo real se comprimieron en todo el sistema, mientras que la forma del día anterior se mantuvo fuerte en los hubs del norte. El arbitraje programado siguió siendo atractivo en Indiana y Michigan incluso cuando el diferencial en tiempo real se estrechó.

La oferta se desplazó hacia solar y eólica en todo MISO

La generación solar promedió 7 GW en junio de 2026, un aumento del 50% interanual. La eólica subió un 15% hasta 10 GW. En total, las renovables sumaron 3,5 GW de producción media frente a una demanda estable.

Con la demanda estable en una media horaria de 84 GW, el extra de renovables desplazó la generación fósil en vez de abastecer nueva carga. El carbón cayó un 13% interanual a 23 GW y el gas un 6% a 27 GW. La nuclear subió un 16% a 11 GW.

Ese desplazamiento aplanó la curva diaria de precios. Más solar al mediodía bajó los precios diurnos y suavizó la rampa vespertina, estrechando el rango hora a hora. El pico vespertino en Indiana Hub promedió $109/MWh en junio de 2026, un 23% menos interanual.

La demanda se mantuvo estable interanualmente en una media horaria de 84 GW, por lo que la caída vino del lado de la oferta, no de una carga más débil.

Dos eventos de calor aportaron el valor del mes

Las renovables estrecharon la forma diaria, pero dos eventos de calor aportaron la volatilidad que definió el valor de las baterías en MISO.

El primero fue la ola de calor en la Costa Este a mediados de junio, el 10 y 11 de junio. Como resultado, los precios en tiempo real promediaron $98/MWh el 10 de junio y $128/MWh el 11 de junio, muy por encima de la media mensual de $41/MWh, con un pico de $581/MWh el 11 de junio.

El evento mayor fue la cúpula de calor de finales de junio, los días 29 y 30. Se formó sobre el centro y este de EE. UU. en los últimos días del mes. Las alertas se emitieron el 28 de junio y el calor se sintió primero en el Medio Oeste, con humedad extrema, antes de avanzar hacia el este.

La hora de las 7 PM del 30 de junio alcanzó los $685/MWh, más de 20 veces la mediana horaria de $31/MWh, mientras que la mayoría de las otras horas del mes estuvieron por debajo de $35/MWh. Los ingresos dependieron de estar cargado y disponible en unas pocas tardes.

La mezcla de generación muestra que el almacenamiento hizo precisamente eso. Las baterías de MISO se cargaron durante la noche, sobre todo alrededor de las 2 AM, y descargaron por la tarde, con un pico medio de descarga de 458 MW a las 7 PM.

La regulación siguió siendo el único producto auxiliar por el que vale la pena reservar capacidad

La regulación en tiempo real promedió $19/MW-día, un 10% más interanual, manteniéndose como el producto auxiliar mejor pagado para baterías en MISO. La regulación en el día anterior estuvo cerca, con $17/MW-día.

Las reservas ya eran bajas y cayeron aún más. La reserva giratoria en tiempo real promedió $1/MW-día, un 57% menos interanual, y la reserva suplementaria en tiempo real promedió $0,2/MW-día, una caída del 90%. Las reservas giratorias y suplementarias en el mercado de día anterior también se mantuvieron bajas.

Qué significó junio para el almacenamiento en MISO

Junio trajo diferenciales más estrechos la mayor parte del mes, con dos excepciones marcadas. Más renovables aplanaron la forma diaria y estrecharon los diferenciales en tiempo real en los ocho hubs, mientras que el calor de mediados de junio en la Costa Este y la cúpula de calor a finales de mes aportaron la volatilidad que definió los ingresos de las baterías.

El salto del 50% interanual en la solar frente a una demanda estable estrechó los diferenciales diarios en tiempo real en todo MISO Norte y Sur. La forma del día anterior se mantuvo en los hubs del norte, por lo que la ventana programada de carga y descarga siguió siendo amplia.

Para los operadores de almacenamiento, el mes recompensó estar cargados y disponibles en esas pocas tardes de calor que marcaron la diferencia. Además, la regulación siguió siendo el producto auxiliar por el que vale la pena reservar capacidad, ya que las reservas se liquidaron cerca de cero.