Guía para principiantes sobre el mercado de capacidad de MISO
MISO exige que los generadores garanticen su capacidad de entregar energía durante los picos de demanda. MISO negocia 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 integrados de recursos. En tres de los cuatro años de planificación previos a la temporada (PY 2019-22), la subasta se resolvió por debajo de $10/MW-día. El verano 2025-26 cambió ese panorama: $666.50/MW-día, un aumento de 22 veces respecto al año anterior, que fue de 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, eliminando el colchón que mantenía los precios bajos. Luego, se reemplazó la antigua curva de demanda de todo o nada por una nueva curva de demanda descendente. Ahora, ese colchón reducido se traduce directamente en precios más altos.
Puntos clave
- El precio de liquidación de la PRA de verano en MISO aumentó 22 veces año tras año, de $30/MW-día en el PY 2024-25 a $666.50/MW-día en el 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 el PY 2025-26.
- El verano concentra el 78% del valor anual de capacidad, generando un riesgo de concentración de ingresos estacional.
- Las baterías de cuatro horas reciben un crédito administrativo de capacidad 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 producen grandes oscilaciones de precio.
¿El rediseño de la curva de demanda de MISO cambió el precio 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 ajustado del margen.
Esto resultaba en resultados extremos. En el año de planificación 2022-23, las zonas Norte/Centro estuvieron 1.2 GW por debajo del PRMR y alcanzaron el CONE. Las zonas Sur, con excedente, liquidaron cerca de cero. La primera subasta estacional (PY 2023-24) vio precios desplomarse a $10-15/MW-día a medida que el excedente de Norte/Centro se recuperó. El año de planificación 2024-25 subió a $30/MW-día en verano. La curva vertical no podía reflejar el margen cada vez más estrecho entre excedente y déficit.
FERC aprobó una Curva de Demanda Basada en la Fiabilidad (RBDC) descendente para el año de planificación 2025-26. La RBDC valora cada MW según su contribución a la fiabilidad. Una oferta más ajustada ahora 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 establecen el techo en cada zona.
La RBDC también introdujo un mecanismo de exclusión voluntaria. Las entidades de servicio de carga (LSEs) que autoabastecen su requerimiento completo pueden salir de la PRA durante tres años consecutivos de planificación. Como resultado, la subasta ahora se concentra en capacidad realmente no comprometida. Esto produce una señal de precio más clara.
El margen ajustado impulsó un aumento de precio de 22x en verano
El aumento de precios sigue la reducción 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 una acreditación menor bajo el nuevo esquema 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 tras 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 reprecificado a nivel de sistema un año después.
La Organización de Estados de MISO (OMS) proyecta en su encuesta de 2025 un excedente de 1.4 a 6.1 GW 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, de 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 espera en 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 atender esta demanda de centros de datos a corto plazo.
¿Cómo se distribuye el valor entre estaciones y zonas?
El verano predomina, 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 que se dividió el precio a nivel de subregión desde el rediseño estacional.
La división por subregiones es relevante para la ubicación de baterías, aunque la diferencia hoy es 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 el año de planificación 2026-27 señala un cambio estacional. El margen de reserva de planificación en invierno subió a 18.9%. El verano se mantuvo en 7.9%. Si el ajuste en invierno continúa, el valor de capacidad podría desplazarse fuera del verano.
¿Cómo ganan ingresos por capacidad las baterías en MISO?
Las baterías participan en la PRA como Recursos de Almacenamiento Eléctrico (ESR). MISO lanzó este modelo de participación el 1 de septiembre de 2022, bajo la Orden 841 de FERC. La orden requirió que los ISOs crearan modelos específicos para almacenamiento de energía.
MISO asigna a los ESR un crédito de capacidad predeterminado basado en la duración máxima de salida:
- Sistemas de dos horas: No se ha publicado cifra oficial de MISO
- Sistemas de cuatro horas: 95%
- Sistemas de ocho horas: 95%
El crédito del 95% se aplica igualmente a sistemas de cuatro y ocho horas. Una duración mayor a cuatro horas no agrega valor adicional de capacidad bajo la metodología actual.
A los precios de liquidación del año de planificación 2025-26, ese crédito rinde aproximadamente $75/kW-año para las zonas Norte/Centro (precio x días x crédito de 0.95, sumando las cuatro estaciones). Dicho esto, los desarrolladores deberían evaluar escenarios donde los precios de verano regresen hacia $200-300/MW-día.
¿Cómo se compara esto con otros ISOs?
En comparación, otros ISOs otorgan a las baterías de cuatro horas créditos significativamente menores. 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 la arbitraje de energía, los pagos de capacidad pueden ser la base de una inversión BESS en MISO. El 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 previas hasta el próximo ajuste metodológico en PY 2028-2029.
Para más información sobre las investigaciones de Modo Energy sobre MISO, contacta a william@modoenergy.com.
