Un solo evento de escasez el 17 de marzo definió los spreads de marzo en MISO, similar a la tormenta invernal Fern. Los precios en tiempo real en Indiana Hub alcanzaron $1,288/MWh a las 10 a.m. hora local, más de 20 veces el promedio mensual de $41.45/MWh. Los spreads entre máximos y mínimos se ampliaron en los hubs del norte, liderados por Michigan ($293/MW-día en tiempo real) e Indiana ($288/MW-día). Los precios day-ahead (DA) en MISO North promediaron $35.36/MWh frente a $30.95/MWh en MISO South, una brecha que se amplió notablemente durante el evento.

Puntos clave

• Los spreads entre máximos y mínimos se ampliaron en todo el sistema: los spreads en tiempo real a cuatro horas en Indiana Hub promediaron $288/MW-día (un 38% más año contra año), mientras que Michigan registró el más alto con $293/MW-día. Los hubs del sur apenas cambiaron interanualmente, a diferencia de febrero de 2026.
• Los precios day-ahead en Indiana superaron en $9.14/MWh a Arkansas, reflejando márgenes de reserva más ajustados en el norte; los spreads a cuatro horas en tiempo real aumentaron un 38-39% interanual en Indiana y Michigan, mientras que los spreads day-ahead en Indiana fueron un 27% superiores a Arkansas.
• Los precios en tiempo real alcanzaron $1,288/MWh a las 10 a.m. el 17 de marzo, la única hora del mes por encima de $200. Los operadores que no estaban preparados para descargar en esa ventana perdieron la mayor parte del valor incremental de marzo.
• La generación a gas natural promedió 22,146 MW, un 29% más año contra año, cubriendo los huecos dejados por menor generación eólica y menor disponibilidad nuclear.
• La regulación day-ahead promedió $16.65/MWh, mientras que la regulación en tiempo real se disparó a $47/MWh el 17 de marzo, cuando el despacho co-optimizado elevó todos los precios de servicios auxiliares simultáneamente.

Precios divergentes entre MISO Norte y Sur

Los precios day-ahead en Indiana Hub promediaron $38.82/MWh en el mes, un aumento del 4.9% interanual, mientras que en tiempo real promediaron $41.45/MWh, un 10% más. Michigan Hub registró el promedio day-ahead más alto con $39.53/MWh. En MISO South, Arkansas Hub promedió $29.68/MWh day-ahead, un descuento de $9.85/MWh respecto a Michigan, con los hubs de Luisiana y Texas agrupados cerca de $31.80/MWh.

​Los spreads entre máximos y mínimos a cuatro horas se ampliaron en todo el sistema. Indiana Hub lideró en day-ahead con $137/MW-día, un 21% más año contra año. Los spreads en tiempo real en Indiana alcanzaron $288/MW-día, un aumento del 38%, mientras que Michigan registró el spread más alto en tiempo real con $293/MW-día, un 39% más. El mejor desempeño del norte es consistente tanto en day-ahead como en tiempo real: Indiana superó a Arkansas en un 27% en spreads DA TB4.

​La divergencia norte-sur refleja una mayor densidad de carga industrial y menos rutas de importación en MISO Norte frente a la capacidad excedente de gas en la Costa del Golfo en MISO Sur. La capacidad de transferencia limitada entre regiones amplifica la brecha cuando el suministro se ajusta.

El evento de escasez del 17 de marzo hizo visible esa brecha estructural. Los precios day-ahead alcanzaron un máximo de $62.08/MWh ese día, mientras que en tiempo real llegaron a $94.28/MWh. En días tranquilos como el 8 de marzo, el day-ahead bajó a $28.34/MWh y el tiempo real a $23.08/MWh.

Evento de escasez del 17 de marzo

La tormenta invernal Iona atravesó el área de MISO del 14 al 16 de marzo. Para el 17 de marzo, la masa de aire ártico posterior a la tormenta elevó la demanda del sistema a 91 GW a las 6 a.m., la carga horaria más alta del mes. La generación a gas se disparó a 45 GW, casi el doble del promedio de marzo, pero la eólica cayó a la mitad de su nivel normal y 30 GW de generación estaban fuera de servicio por mantenimiento de primavera programado. El sistema operaba 17 GW por encima de su producción típica y aún así no fue suficiente.

La generación total alcanzó un pico de 87 GW a las 7 a.m. y luego comenzó a caer a medida que las unidades a gas reducían su producción durante la mañana. La demanda también bajaba, pero la generación cayó más rápido. A las 10 a.m. la brecha se cerró: los precios en tiempo real en todos los hubs de MISO se dispararon a más de 30 veces el promedio mensual. Para el mediodía, la eólica se había duplicado desde su mínimo matutino y la solar generaba 15 GW. Los precios volvieron a caer a $30/MWh. Una hora de escasez en un sistema ya al límite.

El mix de generación detrás de esos precios se inclinó fuertemente hacia el gas

El gas natural promedió 22 GW en marzo de 2026, frente a 17 GW un año antes. Ese aumento del 30% cubrió dos brechas. La producción nuclear cayó de 10 GW a 8 GW debido a que el reabastecimiento de primavera sacó aproximadamente 1.85 GW de servicio. La generación eólica disminuyó 7.4% interanual por condiciones de recurso más débiles.

El carbón operó a 19 GW, cerca del despacho económico mínimo. Ni los precios sostenidamente bajos del gas ni una mayor penetración renovable se materializaron en marzo, limitando el piso de precios al mediodía para la carga de BESS. La solar alcanzó un pico de 12.5 GW al mediodía, reduciendo la carga neta en más de 26 GW respecto a las horas nocturnas. El BESS cargó un promedio de 316 MW a la 1 a.m., aprovechando los precios bajos nocturnos.

La flota descargó 331 MW a las 5 p.m. cuando la producción solar caía y la rampa vespertina se acentuaba. La flota BESS instalada en MISO sigue siendo pequeña en relación con el excedente del mediodía, dejando espacio para más almacenamiento antes de que la economía de carga se deteriore.

Servicios auxiliares: regulación dominante, la co-optimización amplificó el pico

La regulación day-ahead promedió $17/MWh, el producto auxiliar más rentable para BESS dada su menor variabilidad horaria. La regulación en tiempo real fue el promedio auxiliar más alto con $20/MWh. La reserva giratoria day-ahead promedió $2.81/MWh, con la reserva suplementaria marginal en $0.31/MWh.

El despacho de MISO impulsó todos los precios auxiliares al alza junto con el pico energético del 17 de marzo: la regulación en tiempo real promedió $47/MWh, la reserva giratoria $33/MWh y la reserva suplementaria $33/MWh. Fuera del evento, la reserva giratoria en tiempo real promedió aproximadamente $1/MWh.

Interanualmente, los precios auxiliares variaron según el producto fuera del pico del 17 de marzo: la regulación day-ahead subió un 6 por ciento, mientras que la regulación en tiempo real cayó un 13 por ciento. El evento representó la mayor parte del cambio mensual. La capacidad comprometida a servicios de menor valor ese día perdió completamente el pico.

Perspectivas para MISO

El evento de escasez del 17 de marzo fue el momento definitorio del mes. Los BESS posicionados para descargar durante esa ventana capturaron los spreads más altos del mes.

Los hubs del norte mantuvieron una prima estructural durante todo marzo. Los spreads en tiempo real a cuatro horas en Michigan e Indiana superaron a Arkansas en un 31% y 29% respectivamente. A medida que la demanda de calefacción disminuya en primavera, el valle solar del mediodía reemplazará a los eventos de escasez como principal impulsor de spreads, pero la brecha norte-sur probablemente persistirá mientras las restricciones de transferencia mantengan ajustado el suministro en MISO Norte.