Un solo evento de escasez el 17 de marzo definió los diferenciales 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 AM hora local, más de 20 veces el promedio mensual de $41.45/MWh. Los diferenciales 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 día-adelantado (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 diferenciales máximos y mínimos se ampliaron en todo el sistema: los diferenciales de cuatro horas en tiempo real en Indiana Hub promediaron $288/MW-día (un 38% más interanual) mientras que Michigan registró el más alto con $293/MW-día. Los hubs del sur tuvieron cambios mínimos interanuales, a diferencia de febrero de 2026.
• Los precios día-adelantado en Indiana superaron en $9.14/MWh a Arkansas, reflejando márgenes de reserva más ajustados en el norte; los diferenciales de cuatro horas en tiempo real aumentaron un 38-39% interanual en Indiana y Michigan, mientras que los diferenciales día-adelantado en Indiana estuvieron un 27% por encima de Arkansas.
• Los precios en tiempo real alcanzaron $1,288/MWh a las 10 AM del 17 de marzo, la única hora por encima de $200 en todo el mes. Los operadores que no estaban preparados para descargar en esa ventana perdieron la mayor parte del valor incremental de marzo.
• La generación con gas natural promedió 22,146 MW, un 29% más interanual, cubriendo los huecos dejados por menor generación eólica y menor disponibilidad nuclear.
• La regulación día-adelantado 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.

Los precios en los hubs divergieron entre el norte y el sur de MISO

Los precios día-adelantado en Indiana Hub promediaron $38.82/MWh en el mes, un 4.9% más interanual, mientras que en tiempo real promediaron $41.45/MWh, un 10% más. Michigan Hub tuvo el promedio día-adelantado más alto con $39.53/MWh. En el sur de MISO, Arkansas Hub cerró en $29.68/MWh día-adelantado, un descuento de $9.85/MWh respecto a Michigan, con los hubs de Louisiana y Texas agrupados cerca de $31.80/MWh.

​Los diferenciales máximos y mínimos de cuatro horas se ampliaron en todo el sistema. Indiana Hub lideró día-adelantado con $137/MW-día, un 21% más interanual. Los diferenciales en tiempo real en Indiana llegaron a $288/MW-día, un aumento del 38%, mientras que Michigan registró el mayor diferencial en tiempo real con $293/MW-día, un 39% más. El mejor desempeño del norte es consistente tanto en día-adelantado como en tiempo real: Indiana superó a Arkansas en un 27% en diferenciales TB4 día-adelantado.

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

El evento de escasez del 17 de marzo hizo visible esa brecha estructural. Los precios día-adelantado alcanzaron los $62.08/MWh ese día, mientras que en tiempo real llegaron a $94.28/MWh. En días tranquilos como el 8 de marzo, el día-adelantado 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 la zona 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 AM, la carga horaria más alta del mes. La generación con gas subió 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 primaveral programado. El sistema operaba 17 GW por encima de su producción típica y aun así no fue suficiente.

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

La composición de la oferta detrás de esos precios se desplazó marcadamente 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 huecos. La generación nuclear cayó de 10 GW a 8 GW debido a que el reabastecimiento primaveral sacó aproximadamente 1.85 GW de servicio. La generación eólica disminuyó un 7.4% interanual por condiciones menos favorables.

El carbón funcionó a 19 GW, cerca del mínimo económico. Ni los precios bajos y sostenidos 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. Los BESS cargaron en promedio 316 MW a la 1 AM, aprovechando los precios bajos nocturnos.

La flota descargó 331 MW a las 5 PM cuando la solar disminuyó y la rampa vespertina se acentuó. La flota BESS instalada en MISO sigue siendo pequeña en relación al excedente del mediodía, lo que deja espacio para más almacenamiento antes de que empeore la economía de carga.

Servicios auxiliares: la regulación dominó y la co-optimización amplificó el pico

La regulación día-adelantado 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 día-adelantado 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 cerca de $1/MWh.

Interanualmente, los precios auxiliares variaron según el producto fuera del pico del 17 de marzo: la regulación día-adelantado subió un 6 por ciento mientras que la regulación en tiempo real cayó un 13 por ciento. El propio evento explicó 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 clave del mes. Los BESS posicionados para descargar en esa ventana capturaron los mayores diferenciales del mes.

Los hubs del norte mantuvieron una prima estructural durante todo marzo. Los diferenciales de cuatro horas en tiempo real 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 diferenciales, pero la brecha norte-sur probablemente persistirá mientras las restricciones de transferencia mantengan el norte de MISO con oferta ajustada.