El potencial de ingresos combinado para sistemas BESS de cuatro horas en MISO alcanzó los $60/kW-mes en Indiana Hub durante febrero, impulsado por una ola de frío de dos días que elevó los precios en tiempo real por encima de $1,100/MWh. Los hubs del norte promediaron más de $50/MWh en el mercado de día anterior, mientras que los del sur se mantuvieron en los bajos $30. A partir del 10 de febrero, los precios de día anterior en los hubs del norte bajaron a $30–45/MWh.

En este análisis, Modo Energy revisa los precios mayoristas de MISO, los diferenciales de arbitraje de BESS, la mezcla de generación y las tendencias de servicios auxiliares para febrero de 2026.

Puntos clave

• Los hubs de Michigan e Indiana promediaron más de $50/MWh en el mercado de día anterior, mientras que Arkansas y Texas se mantuvieron por debajo de $34/MWh.
• Los diferenciales TB4 en tiempo real de cuatro horas superaron a los de día anterior en un 148%, beneficiando a los operadores con exposición al mercado intradiario.
• La generación eólica cayó un 4.6% interanual y no coincidió con las horas de mayor precio, reduciendo la tasa de captura al 91.2%. Sin embargo, los precios del sistema más altos aumentaron los ingresos absolutos de la eólica en un 23.6%.
• Los precios del gas natural oscilaron entre $2.98 y $6.88/MMBtu, elevando las tasas de calor implícitas por encima de 27 MMBtu/MWh durante el evento frío. La escasez, no el costo del combustible, determinó los precios mayoristas.
• Los BESS se cargaron durante el excedente solar del mediodía y descargaron en el pico vespertino, demostrando el ciclo de arbitraje que se intensificará si la capacidad solar crece hacia el verano.

El norte de MISO cotizó con una prima de $20/MWh frente al sur tras la ola de frío de principios de febrero

El 1 y 2 de febrero, la Tormenta Invernal Fern impulsó la demanda de calefacción en el medio oeste, mientras que las salidas forzadas de generadores térmicos alcanzaron los 11,000–13,300 MW. Los precios en tiempo real en Indiana Hub, el hub de referencia, superaron los $1,100/MWh. Un repunte a finales de mes el 26 de febrero elevó brevemente los precios, pero los precios de día anterior promediaron entre $30–45/MWh a partir del 10 de febrero.

Promedios mensuales de día anterior por hub:

• Michigan Hub: $51.84/MWh (el más alto)
• Indiana Hub: $51.55/MWh
• Texas Hub: $33.48/MWh
• Arkansas Hub: $31.07/MWh

La brecha norte-sur de $20/MWh refleja restricciones de transmisión que concentraron los precios elevados en el medio oeste. Indiana y Michigan ofrecieron las señales de arbitraje BESS más fuertes; los hubs del sur mostraron poca volatilidad de precios durante todo el mes.

La pila de generación de MISO definió la ventana de arbitraje mientras gas y carbón respondían a la producción solar

El gas y el carbón proporcionaron la mayor parte de la generación en MISO, con unidades de gas incrementando fuertemente durante los picos de la mañana y la tarde. La nuclear operó de manera estable como base. La eólica aportó principalmente durante la noche; la solar generó un valle de carga neta al mediodía que definió la ventana de carga para los BESS.

El gas natural Henry Hub osciló entre $2.98/MMBtu el 18 de febrero y $6.88/MMBtu el 4 de febrero. La variación de $3.90/MMBtu amplió la brecha entre las horas con gas marginal y las horas valle, expandiendo directamente la ventana de arbitraje para los BESS.

El 2 de febrero, la tasa de calor implícita de día anterior alcanzó los 27.6 MMBtu/MWh — precios por escasez muy por encima del costo marginal del gas. A mediados de mes, la tasa de calor cayó a 9–11 MMBtu/MWh. Cuando la tasa superó los 20 MMBtu/MWh, los precios de día anterior en Indiana Hub promediaron más de $100/MWh, mientras que las horas valle se mantuvieron cerca de $30/MWh, generando amplios diferenciales que capturaron los BESS. A medida que las tasas se normalizaron, los precios pico y valle convergieron y la ventana de arbitraje se redujo.

Los diferenciales BESS en tiempo real de cuatro horas en Indiana Hub se duplicaron interanualmente

Los promedios de día anterior reflejan 24 días de negociación (no hay datos de mercado de día anterior para el 9, 20, 21 y 22 de febrero). Los promedios en tiempo real se corresponden con los mismos 24 días para permitir la comparación.

La Tormenta Invernal Fern fue responsable de la mayor parte de este rendimiento superior. Los precios de día anterior estuvieron aproximadamente $80/MWh por debajo de los precios en tiempo real el 1 y 2 de febrero, con precios reales al mediodía de $27–30/MWh y picos vespertinos promediando $90/MWh en la hora 17.

Indiana y Michigan ofrecieron los diferenciales más altos. En Illinois Hub, los diferenciales de cuatro horas de día anterior llegaron a $144/MW-día (+10.7% interanual); Arkansas cayó un 30.6% a $85/MW-día. El diferencial de cuatro horas de día anterior en Indiana Hub superó al de Arkansas Hub en un 109%.

Los diferenciales en tiempo real de cuatro horas en Indiana Hub superaron a los de día anterior en un 148%. Los operadores con exposición en tiempo real capturaron casi 2.5 veces los ingresos disponibles solo con la programación de día anterior.

La tasa de captura eólica cayó 5.7 puntos al perderse las horas de mayor precio

La tasa de captura de la eólica descendió al 91.2%, 5.7 puntos porcentuales menos que el 96.9% del año anterior. Los precios ponderados por generación promediaron $53.33/MWh frente al precio ponderado por tiempo del sistema de $58.46/MWh.

Los picos de precio del 1 y 2 de febrero ocurrieron cuando la producción eólica estaba muy por debajo de su nivel horario habitual. Como esas horas representaron una parte significativa del promedio mensual, incluso una ligera baja en el rendimiento redujo la tasa de captura. La generación eólica total cayó un 4.6% interanual hasta 8,839 GWh, reduciendo la participación de la eólica en la matriz de suministro durante las horas de mayor precio.

Aun así, el precio ponderado por generación de la eólica de $53.33/MWh superó los $43.16/MWh del febrero anterior en un 23.6%. Los precios más altos a nivel sistema aumentaron los ingresos absolutos, incluso cuando la tasa de captura disminuyó.

El excedente solar al mediodía y la rampa vespertina definieron el ciclo de arbitraje BESS

La carga neta osciló entre aproximadamente 53,000 MW en la hora 14 y 69,300 MW en la hora 18. La variación de 16.3 GW entre el mediodía y la tarde define la ventana de arbitraje.

El excedente solar llevó los precios en tiempo real al mediodía a mínimos diarios ($27–30/MWh, horas 12–15). Las baterías se cargaron durante esas horas, absorbiendo en promedio 245 MW en la hora 13 (fuente: datos de generación en tiempo real de MISO para activos BESS registrados), y descargaron 335 MW en el pico vespertino (hora 17) cuando gas y carbón aumentaron su producción para cubrir la demanda tras la solar.

La dispersión del precio horario frente a la demanda del sistema se divide en dos regímenes: un grupo de principios de febrero por encima de $100/MWh con demanda moderada, y otro posterior al evento por debajo de $60/MWh con demanda comparable. La temperatura, no solo la carga, determinó el precio durante el evento frío.

La regulación alcanzó $94/MWh durante los días fríos en MISO

La regulación de día anterior promedió $17.45/MWh en febrero; en tiempo real promedió $22.11/MWh. El 2 de febrero, la regulación en tiempo real llegó a $94.48/MWh. La co-optimización amplificó el pico: cuando los precios de la energía suben, los costos de oportunidad elevan la regulación.

La reserva giratoria de día anterior promedió $2.63/MWh y en tiempo real $4.13/MWh — marginal en comparación con los $444/MW-día de arbitraje energético en tiempo real de cuatro horas.

La regulación ha crecido estructuralmente. Tras el aumento de MISO de la adquisición de regulación a 600 MW y triplicar el valor de energía no servida (VOLL) a $10,000/MWh, la penalización por energía no suministrada, la regulación de día anterior subió de $10.91/MWh en 2023 a $17.34/MWh en 2025, con un promedio de $23.59/MWh a inicios de 2026. A medida que los diferenciales de energía se reducen en primavera, la participación de la regulación en los ingresos BESS crecerá porque los diferenciales se comprimen más rápido que los precios de regulación.

Perspectivas para MISO

La Tormenta Invernal Fern generó oportunidades excepcionales para BESS en MISO por segundo mes consecutivo, especialmente en los hubs de Indiana y Michigan. El hallazgo más relevante es la brecha creciente entre día anterior y tiempo real: los diferenciales en tiempo real de cuatro horas en Indiana Hub superaron los de día anterior en un 148%.

A medida que la demanda de calefacción disminuya con la llegada de la primavera, el valle solar del mediodía reemplazará a las olas de frío como principal impulsor de los diferenciales.