Octubre de 2026 en MISO estuvo marcado por los diferenciales Day-Ahead. Los diferenciales máximos-mínimos de cuatro horas (TB4) Day-Ahead en Indiana Hub promediaron $463/MW-día, un 151% más interanual. Superaron los $323/MW-día de Real-Time por segunda vez en doce meses.

El benchmark de BESS virtual (vBESS) de Modo Energy en MISO North podría haber generado $579/MW-día, un 20% más que los $482/MW-día de MISO South. El arbitraje de energía Day-Ahead representó el 52% de los ingresos de North, y la regulación, el 65% de los de South.

Cuatro días generaron el 32% de los ingresos de octubre de MISO North. El más destacado fue el 13 de octubre, cuando el calor récord y la escasez de viento elevaron la carga neta de MISO —la demanda menos la generación eólica y solar— a 90 GW.

Conclusiones clave

• Una BESS en MISO North podría haber generado $18,0/kW-mes, frente a $14,9/kW-mes en MISO South. El arbitraje de energía Day-Ahead abrió la brecha, mientras que la regulación representó el 65% de los ingresos de MISO South.
• El diferencial TB4 Day-Ahead de Indiana Hub aumentó un 151% interanual, hasta $463/MW-día, su segundo nivel más alto del último año, solo por detrás de julio.
• Los diferenciales Day-Ahead superaron los $323/MW-día de Real-Time por segunda vez en un año. Real-Time ofreció precios más altos solo en 7 de los 31 días, por lo que una batería comprometida en el mercado Day-Ahead capturó una mayor parte de los ingresos de octubre.
• MISO tuvo 66 GW de capacidad fuera de servicio en un día promedio, 7 GW más que el año anterior. El aumento se debió a cortes forzados y con poco preaviso, no al mantenimiento programado.
• El 13 de octubre, el calor récord y la escasez de viento por la tarde elevaron la carga neta de MISO a 90 GW, y los precios Day-Ahead de Indiana Hub alcanzaron los $1.071/MWh. Para una batería de MISO North, ese día representó el 15% de los ingresos de octubre.

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Ingresos de una batería en MISO en octubre

Una BESS en MISO North podría haber generado $579/MW-día en octubre, o $18,0/kW-mes. Los ingresos aumentaron un 65% respecto a octubre de 2025 y un 17% frente a septiembre de 2026.

La mayor parte del aumento de North provino del arbitraje de energía Day-Ahead, que generó $303/MW-día, frente a $47/MW-día un año antes. Los ingresos por regulación bajaron de $300/MW-día a $271/MW-día.