En septiembre, los spreads en tiempo real de cuatro horas, top-bottom (TB4) en Indiana Hub promediaron $1,021/MW-día, un aumento del 235% interanual. Los spreads en el mercado Day-Ahead en MISO promediaron $422/MW-día, un 142% más que el año anterior.

Un BESS en MISO Norte podría haber ganado $495/MW-día y uno en MISO Sur $488/MW-día. La diferencia entre ambos fue de solo 1%, menor al 3% de agosto y al 90% de julio.

Sin embargo, las regiones convergieron a pesar de emplear estrategias de despacho diferentes. El arbitraje de energía Day-Ahead pagó $21/MW-día más en MISO Norte que en MISO Sur, una diferencia mayor que los $9/MW-día de agosto. La regulación benefició a ambas regiones, ya que se liquida a nivel de mercado. La regulación Day-Ahead se liquidó a $23/MWh, un 28% más que en septiembre de 2025 y un 35% más que en agosto.

Dos noches concentraron la mayor parte de los ingresos del mes. El 2 y el 17 de septiembre en conjunto pagaron $1,692/MW en MISO Norte, representando el 12% de los ingresos de septiembre en solo el 7% de los días del mes.

Puntos clave

• MISO Norte y Sur convergieron a una diferencia de solo 1%, con $495/MW-día y $488/MW-día respectivamente.
• El ingreso por arbitraje de energía Day-Ahead amplió la brecha regional en $12/MW-día mes a mes, mientras que la regulación y la energía en tiempo real la cerraron en $16/MW-día.
• Los spreads TB4 en tiempo real promediaron $1,021/MW-día frente a los $422/MW-día del Day-Ahead, subiendo 235% y 142% interanual respectivamente. Sin embargo, el tiempo real pagó menos que el Day-Ahead en 16 de los 28 días.
• Los precios estuvieron 35 minutos en el tope de $10,000/MWh de MISO el 17 de septiembre y 25 minutos el 2 de septiembre. Para un BESS operativo, esas dos noches representaron el grueso de los ingresos del mes.

¿Cuánto ganó un vBESS en MISO en septiembre?

Las referencias de vBESS de Modo Energy modelan los ingresos que una batería podría haber obtenido despachando según los precios del mercado. El benchmark de MISO Norte se sitúa en Indiana Hub y el de MISO Sur en Arkansas Hub.

La regulación Day-Ahead pagó $318/MW-día en MISO Norte y $330/MW-día en MISO Sur. Ambos valores aumentaron respecto al mes anterior, en $82/MW-día y $93/MW-día respectivamente.

El arbitraje de energía Day-Ahead sumó $176/MW-día en MISO Norte frente a $155/MW-día en MISO Sur. La energía en tiempo real pagó menos de $3/MW-día en ambas regiones.

¿Cómo se comportaron los spreads TB en MISO durante septiembre?

Los spreads TB4 Day-Ahead en Indiana Hub promediaron $422/MW-día durante 29 días, un 142% más interanual. Los spreads TB4 en tiempo real promediaron $1,021/MW-día en 28 días, un aumento del 235% interanual.

Sin embargo, el promedio en tiempo real está influenciado por dos días atípicos: 2 y 17 de septiembre. El tiempo real pagó menos que el Day-Ahead en 16 de los 28 días cubiertos por el benchmark, resaltando el impacto de esos dos días.

Junto a esos spreads, los precios en tiempo real en Indiana Hub promediaron $84/MWh, un 90% más que los $44/MWh de hace un año. El Day-Ahead se liquidó a $60/MWh frente a los $47/MWh de Arkansas Hub.

¿Cómo fueron los precios en MISO durante los dos días de escasez?

El 2 de septiembre marcó el récord de demanda del mes con 123 GW. Los precios de cinco minutos se mantuvieron en el tope de $10,000/MWh de MISO (Value of Lost Load) durante 25 minutos esa noche, cubierto en el análisis de eventos extremos de Modo Energy.

El 17 de septiembre generó un spread mayor con una demanda típica. Los precios estuvieron 35 minutos en el tope, entre las 5:55 y las 6:40 PM, cuando la demanda alcanzó los 103 GW.

Como resultado, los spreads se separaron. El spread TB4 en tiempo real del 17 de septiembre alcanzó $11,828/MW-día frente a los $5,924/MW-día del 2 de septiembre.

Arkansas Hub también alcanzó el tope en los mismos intervalos que Indiana Hub ambas noches. La escasez se reflejó en toda la red y no solo en un hub, por lo que MISO Sur también capturó esos precios.

¿Cómo se comportó la oferta en septiembre y qué causó el pico del día 17?

Durante septiembre, la demanda promedió 86 GW, un 12% más que el año anterior. La solar promedió 5.5 GW, por debajo de los 6.6 GW del mes pasado. La generación eólica aumentó un 26% respecto a agosto, con una media de 8.3 GW en septiembre.

El 17 de septiembre, el sistema de MISO tenía poca reserva desde el inicio. Las salidas forzadas alcanzaron 15.1 GW, la cuarta cifra más alta del mes, mientras que el mantenimiento programado se mantuvo en un rango medio de 18 GW.

Además, no hubo generación que compensara esa falta. La solar cayó 8.8 GW entre las 4 PM y las 7 PM. El gas ya operaba a 44 GW y solo añadió 1.7 GW. En total, la producción de MISO disminuyó 4.7 GW en esas tres horas.

Normalmente, el viento ayuda a evitar que los precios se disparen durante la bajada de la solar. Pero el día 17, el viento promedió solo 3.9 GW entre las 4 PM y las 9 PM, menos de la mitad del promedio mensual de 8.3 GW y el segundo valor más bajo en una tarde de septiembre. Por eso, el sistema estuvo muy ajustado la tarde del 17 y los precios alcanzaron el tope.

¿Cómo respondieron los precios de regulación en MISO durante septiembre?

La regulación Day-Ahead ancló la pila de servicios auxiliares en $23/MWh, un 28% más interanual, y es la mayor fuente de ingresos del benchmark.

La regulación y la energía se revalorizan juntas porque reservar capacidad para regulación implica el costo de oportunidad de no vender esa energía. A medida que la energía Day-Ahead en Indiana Hub subió un 29% desde agosto, la regulación la siguió.

La regulación en tiempo real promedió $38/MWh, un 68% más interanual. Alcanzó $304/MWh el 17 de septiembre y $98/MWh el 2 de septiembre, sus dos días más altos del mes.

¿Qué significa septiembre para las baterías en MISO?

Para un BESS operativo, septiembre representó dos noches de alto potencial de ingresos y 27 días típicos de temporada baja. Además, los precios de regulación también se dispararon junto con la energía durante esos eventos de escasez. Esos picos deberían reducirse a medida que más baterías saturen un mercado de volumen fijo.

A medida que la temporada baja lleva a más mantenimientos y paradas por recarga, los precios en tiempo real podrían seguir beneficiando a los BESS bien posicionados en MISO.