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 entregar energía durante los picos de demanda. MISO comercializa esa obligación a través de un mercado de capacidad. Las baterías pueden venderla.
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La Subasta de Recursos de Planificación (PRA) de MISO cubre solo el 10% de las necesidades de capacidad de la región. Las empresas eléctricas se autoabastecen del 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 de 2025-26 cambió el panorama: $666,50/MW-día, un aumento de 22 veces respecto a los aproximadamente $30/MW-día del año anterior.
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 los precios bajos. Luego, una nueva curva de demanda descendente reemplazó el antiguo sistema de precios todo o nada. Ahora, la reducción del colchón se traduce directamente en precios más altos.
Puntos clave
- El precio de liquidación de la PRA de verano de MISO subió 22 veces año tras 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 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 generan grandes oscilaciones de precio.
¿El rediseño de la curva de demanda de MISO cambió el precio de la capacidad?
Anteriormente, la subasta utilizaba una curva de demanda vertical. Un cambio de un gigavatio en la oferta podía mover el precio de casi cero al Costo de Nueva Entrada (CONE) completo. No había valores intermedios. La antigua curva pagaba casi cero siempre que la oferta superaba el Requisito de Margen de Reserva de Planificación (PRMR), sin importar lo ajustado del margen.
El resultado eran desenlaces extremos. En el año de planificación 2022-23, las zonas Norte/Centro registraron un déficit de 1,2 GW respecto al PRMR y alcanzaron el valor CONE. Las zonas del Sur, con excedente, se liquidaron cerca de cero. La primera subasta estacional (PY 2023-24) vio los precios caer a $10-15/MW-día al recuperarse el excedente de Norte/Centro. El año de planificación 2024-25 subió hasta $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 descendente (RBDC) para el año de planificación 2025-26. La RBDC asigna un precio a cada MW según su contribución a la fiabilidad. Ahora, una oferta más ajustada produce precios proporcionalmente más altos. El valor CONE para el año 2025-26 varía entre $321/MW-día (LRZ 10) y $373/MW-día (LRZ 5), estableciendo el techo en cada zona.
La RBDC también introdujo un mecanismo de exclusión voluntaria. Las entidades que suministran toda su carga (LSEs) pueden salir de la PRA durante tres años de planificación consecutivos. Así, la subasta se concentra ahora en la capacidad realmente no comprometida, generando una señal de precio más clara.
El estrechamiento de márgenes impulsó un aumento de precio de 22 veces 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 menor acreditación 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 estrechamiento comenzó antes a nivel zonal. En particular, la Zona 5 (Misuri) alcanzó su techo 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 reajuste de precios a nivel de sistema un año después.
La Organización de los Estados de MISO (OMS) proyecta para el verano de 2026 un excedente de entre 1,4 y 6,1 GW. Para el año de planificación 2027-28, el extremo bajo se vuelve negativo en -1,4 GW. El crecimiento de la demanda, de un 2,2% anual, supera a las nuevas interconexiones. Los centros de datos y la relocalización de manufactura impulsan la demanda. Hay más de 300 GW en la cola de espera para 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 cola rápida para proyectos de gas natural y BESS, con el fin de atender la demanda de centros de datos a corto plazo.
¿Cómo se reparte 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 hubo una diferencia de precios a nivel de subregión desde el rediseño estacional.
La diferencia entre subregiones es relevante para la ubicación de baterías, aunque la brecha hoy sea pequeña. Sin embargo, podría ampliarse si los patrones de retiro en el Sur cambian.
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 al 18,9%. El de verano se mantuvo en 7,9%. Si el ajuste en invierno continúa, el valor de capacidad podría desplazarse 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 exigió a los ISOs crear modelos específicos para almacenamiento de energía.
MISO asigna a los ESR un crédito de capacidad predeterminado según la duración máxima de descarga:
- 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 tanto a sistemas de cuatro como de ocho horas. Duraciones superiores a cuatro horas no otorgan valor adicional de capacidad bajo la metodología actual.
A los precios de liquidación para el 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 deberían prever escenarios en los que el precio de verano vuelva a niveles de $200-300/MW-día.
¿Cómo se compara esto con otros ISOs del este?
En comparación, otros ISOs otorgan a las baterías de cuatro horas un crédito significativamente menor. El gráfico siguiente compara la acreditación entre PJM, NYISO y MISO.
Los desarrolladores que ingresan hoy a MISO estiman una ventana de dos años antes de ese ajuste. Junto con los servicios auxiliares y el arbitraje de energía, los pagos de capacidad pueden ser la base para una inversión en BESS en MISO. El nuevo rediseño de la curva de demanda, junto con condiciones de escasez, hacen que el mercado de capacidad de MISO pueda liquidar precios más altos que en subastas anteriores hasta el ajuste metodológico en PY 2028-2029.
