Guía para principiantes sobre el mercado de capacidad de MISO
Guía para principiantes sobre el mercado de capacidad de MISO
MISO exige que los generadores garanticen su capacidad de suministrar energía durante la demanda máxima. MISO comercializa esa obligación a través de un mercado de capacidad. Las baterías pueden vender esa capacidad.
La Subasta de Recursos de Planificación (PRA) de MISO cubre solo el 10% de las necesidades de capacidad de la región. Las empresas de servicios públicos abastecen el resto mediante contratos bilaterales y planes de recursos integrados. En tres de los cuatro años de planificación previos a la temporada (PY 2019-22), la subasta se liquidó por debajo de $10/MW-día. El verano 2025-26 cambió esa tendencia: $666.50/MW-día, un aumento de 22 veces respecto al año anterior, que fue aproximadamente $30/MW-día.
Dos cambios estructurales impulsaron este aumento. El excedente del sistema cayó un 60%, de 6.5 GW a 2.6 GW. Eso eliminó el colchón que mantenía bajos los precios. Además, una nueva curva de demanda descendente reemplazó la antigua estructura de precios de todo o nada. El colchón reducido ahora se traduce directamente en precios más altos.
Puntos clave
- El precio de liquidación de la PRA de verano en MISO subió 22 veces año contra año, de $30/MW-día en PY 2024-25 a $666.50/MW-día en PY 2025-26, elevando el precio anualizado a aproximadamente $215/MW-día.
- El excedente del sistema cayó un 60% en tres años de planificación (PY 2023-24 a 2025-26), de 6.5 GW a 2.6 GW, ya que 3.3 GW de generación térmica se retiraron o suspendieron solo en PY 2025-26.
- El verano concentra el 78% del valor anual de capacidad, generando riesgo de concentración de ingresos estacionales.
- Las baterías de cuatro horas reciben un crédito de capacidad administrativa del 95%, el más alto entre los ISOs de EE. UU. Una nueva metodología de Pérdida Directa de Carga (DLoL) reemplazará este valor predeterminado en el año de planificación 2028-29 y se espera que reduzca el crédito al 50-65%.
¿Cómo funciona una subasta de capacidad en MISO?
La siguiente tabla resume la mecánica de la subasta de MISO. Los resultados se publican por subregión (Norte/Centro y Sur), con zonas individuales separándose cuando existen restricciones locales.
El detalle clave: como la PRA solo gestiona el margen residual, pequeños cambios en el excedente provocan grandes variaciones de precios.
¿Rediseñó la curva de demanda de MISO el valor de la capacidad?
La subasta utilizaba anteriormente una curva de demanda vertical. Un cambio de un gigavatio en la oferta podía mover el precio de casi cero hasta el tope del Costo de Nueva Entrada (CONE). No existía nada intermedio. La curva anterior pagaba casi cero siempre que la oferta superara el Requisito de Margen de Reserva de Planificación (PRMR), sin importar lo estrecho del margen.
El resultado eran situaciones extremas. En el año de planificación 2022-23, las zonas Norte/Centro tenían un déficit de 1.2 GW respecto al PRMR y alcanzaron el CONE. Las zonas Sur, con excedente, se liquidaron cerca de cero. La primera subasta estacional (PY 2023-24) vio los precios caer a $10-15/MW-día cuando el excedente Norte/Centro se recuperó. El año de planificación 2024-25 subió a $30/MW-día en verano. La curva vertical no podía valorar el margen cada vez más estrecho entre superávit y déficit.
FERC aprobó una Curva de Demanda Descendente Basada en la Fiabilidad (RBDC) para el año de planificación 2025-26. La RBDC valora cada MW según su contribución a la fiabilidad. Ahora, una oferta más ajustada produce precios proporcionalmente más altos. El CONE para el año de planificación 2025-26 varía de $321/MW-día (LRZ 10) a $373/MW-día (LRZ 5). Estos valores marcan el tope en cada zona.
La RBDC también introdujo un mecanismo de exclusión voluntaria. Las entidades de servicio de carga (LSEs) que abastecen todo su requerimiento pueden salir de la PRA durante tres años de planificación consecutivos. Por lo tanto, la subasta ahora se concentra en capacidad realmente no comprometida. Esto genera una señal de precio más clara.
El estrechamiento de márgenes impulsó un aumento de precio de verano de 22x
El aumento de precios sigue el descenso del excedente. Específicamente, tres factores impulsaron la caída en el año de planificación 2025-26:
- 3.3 GW de generación térmica se retiraron o suspendieron
- 4.9 GW de capacidad existente recibieron menor acreditación bajo el nuevo marco de cuatro estaciones
- Un aumento de 0.8 GW en el requisito de margen de reserva de planificación amplió la brecha
Nuevas incorporaciones compensaron parcialmente estas pérdidas. Sin embargo, el excedente del sistema cayó 2.0 GW año contra año.
El ajuste comenzó antes a nivel zonal. En particular, la Zona 5 (Misuri) alcanzó su tope CONE de $719.81/MW-día en el año de planificación 2024-25. Un déficit local de 872 MW provocó la ruptura. Ese estrés zonal anticipó el cambio de precios a nivel de sistema un año después.
La Organización de Estados de MISO (OMS) proyecta entre 1.4 y 6.1 GW de excedente para el verano de 2026. Para el año de planificación 2027-28, el extremo bajo se vuelve negativo en -1.4 GW. El crecimiento de la demanda del 2.2% anual supera a las nuevas interconexiones. Centros de datos y relocalización de manufactura impulsan la demanda. Más de 300 GW están en la cola de todas las tecnologías. Si esta tendencia continúa, los precios elevados de la PRA persistirán al menos hasta el año de planificación 2027-28. MISO ha introducido una vía rápida para gas natural y BESS para cubrir la demanda de centros de datos a corto plazo.
¿Cómo varía el valor entre estaciones y zonas?
El verano domina, capturando el 78% del valor anual de capacidad. El otoño de 2025 fue diferente: Norte/Centro a $91.60/MW-día, Sur a $74.09/MW-día. Fue la primera vez desde el rediseño estacional que hubo una diferencia de precios a nivel de subregión.
La diferencia entre subregiones es relevante para la ubicación de baterías, aunque hoy la brecha sea pequeña. Sin embargo, podría ampliarse si los patrones de retiro en el Sur divergen.
El estudio de Expectativa de Pérdida de Carga (LOLE) de MISO para 2026-27 señala un cambio estacional. El margen de reserva de planificación de invierno subió a 18.9%. El de verano se mantuvo en 7.9%. Si el ajuste invernal continúa, el valor de la capacidad podría desplazarse del verano.
¿Cómo obtienen ingresos por capacidad las baterías en MISO?
Las baterías participan en la PRA como Recursos de Almacenamiento Eléctrico (ESRs). MISO lanzó este modelo de participación el 1 de septiembre de 2022, bajo la Orden 841 de FERC. La orden exigía a los ISOs crear modelos dedicados para almacenamiento de energía.
MISO asigna a los ESRs un crédito de capacidad predeterminado basado en la duración máxima de salida:
- Sistemas de dos horas: Sin cifra oficial publicada por MISO
- Sistemas de cuatro horas: 95%
- Sistemas de ocho horas: 95%
El crédito del 95% se aplica tanto a sistemas de cuatro como de ocho horas. Una duración superior a cuatro horas no aporta valor adicional de capacidad bajo la metodología actual.
A los precios de liquidación del año de planificación 2025-26, ese crédito genera aproximadamente $75/kW-año para las zonas Norte/Centro (precio x días x 0.95 de crédito, sumado en las cuatro estaciones). No obstante, los desarrolladores deben considerar escenarios en los que los precios de verano vuelvan a $200-300/MW-día.
¿Cómo se compara esto con otros ISOs del este?
En comparación, otros ISOs otorgan un crédito significativamente menor a las baterías de cuatro horas. El siguiente gráfico compara la acreditación entre PJM, NYISO y MISO.
Los desarrolladores que ingresan a MISO hoy están valorando una ventana de dos años antes de ese ajuste. Junto con los servicios auxiliares y el arbitraje de energía, los pagos por capacidad pueden ser la base para inversiones en BESS en MISO. El nuevo rediseño de la curva de demanda, junto con condiciones de escasez, significa que el mercado de capacidad de MISO podría liquidar precios más altos que subastas anteriores hasta el cambio metodológico en PY 2028-2029.
