Referencia de MISO febrero 2026: ¿cerraron los servicios auxiliares la brecha de ingresos?
Referencia de MISO febrero 2026: ¿cerraron los servicios auxiliares la brecha de ingresos?
El potencial de ingresos combinado de BESS de cuatro horas en MISO alcanzó los $60/kW-mes en Indiana Hub en febrero, impulsado por una ola de frío de dos días que llevó 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 hubs del sur se mantuvieron en los bajos $30. A partir del 10 de febrero, los precios de día anterior en los hubs del norte cayeron a $30–45/MWh.
En este análisis, Modo Energy revisa los precios mayoristas de MISO, los márgenes 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 márgenes TB4 en tiempo real de cuatro horas superaron al día anterior en un 148%, beneficiando a los operadores con exposición al mercado intradía.
- La generación eólica cayó 4.6% interanual y no coincidió con las horas de mayor precio, reduciendo la tasa de captura al 91.2%. Sin embargo, los precios más altos del sistema aumentaron los ingresos eólicos absolutos en 23.6%.
- Los precios del gas natural oscilaron entre $2.98 y $6.88/MMBtu, llevando las tasas de calor implícitas por encima de 27 MMBtu/MWh durante el evento frío. La escasez, y 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 sobre el 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 Midwest, 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 por lo demás, los precios de día anterior promediaron $30–45/MWh desde el 10 de febrero en adelante.
Promedios de día anterior por hub para el mes completo:
- 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 altos por frío en el Midwest. Indiana y Michigan ofrecieron las mejores señales de arbitraje BESS; los hubs del sur vieron poca acción de precios durante todo el mes.
La combinación de generación de MISO definió la ventana de arbitraje a medida que gas y carbón se ajustaban al perfil solar
El gas y el carbón aportaron la mayor parte de la generación en MISO, con las centrales de gas aumentando producción durante los picos de la mañana y la tarde. La nuclear operó de forma constante como base. El viento contribuyó principalmente por la noche; la solar creó un valle de carga neta al mediodía que definió la ventana de carga para 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 diferencia entre las horas con gas en el margen y las de menor demanda, expandiendo directamente la ventana de arbitraje para BESS.
El 2 de febrero, la tasa de calor implícita de día anterior alcanzó 27.6 MMBtu/MWh — precios por escasez muy por encima de los costos marginales del gas. A mediados de mes, las tasas de calor cayeron a 9–11 MMBtu/MWh. Cuando las tasas de calor superaron los 20 MMBtu/MWh, los precios de día anterior en Indiana Hub promediaron más de $100/MWh, mientras que los de menor demanda se mantuvieron cerca de $30/MWh, generando los amplios márgenes que capturaron los BESS. Al normalizarse las tasas de calor, los precios pico y valle convergieron y la ventana de arbitraje se redujo.
Los márgenes 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 de tiempo real se ajustan a los mismos 24 días para permitir la comparación.
La Tormenta Invernal Fern impulsó la mayor parte de este rendimiento superior. Los precios de día anterior estuvieron aproximadamente $80/MWh por debajo de los de tiempo real el 1 y 2 de febrero, con precios de tiempo real al mediodía de $27–30/MWh y picos vespertinos promediando $90/MWh en la hora 17.
Indiana y Michigan ofrecieron los márgenes más altos. Los márgenes de cuatro horas de día anterior en Illinois Hub alcanzaron $144/MW-día (+10.7% interanual); Arkansas cayó 30.6% a $85/MW-día. El margen de cuatro horas de día anterior en Indiana Hub superó al de Arkansas Hub en 109%.
Los márgenes de cuatro horas en tiempo real en Indiana Hub superaron al de día anterior en 148%. Los operadores con exposición en tiempo real capturaron casi 2.5 veces los ingresos disponibles solo con programación de día anterior.
La tasa de captura eólica cayó 5.7 puntos al no coincidir con las horas de mayor precio
La tasa de captura eólica cayó al 91.2%, 5.7 puntos porcentuales menos que el 96.9% de un año antes. Los precios ponderados por generación promediaron $53.33/MWh frente al precio del sistema ponderado por tiempo de $58.46/MWh.
Los picos de precios del 1 y 2 de febrero ocurrieron cuando la producción eólica estuvo muy por debajo de su promedio horario. Dado que esas horas representaron una parte desproporcionada del promedio mensual, incluso un bajo rendimiento moderado redujo la tasa de captura. La generación eólica total cayó 4.6% interanual a 8,839 GWh, disminuyendo la participación eólica en la oferta durante las horas de mayor precio.
El precio ponderado por generación del viento de $53.33/MWh aún superó los $43.16/MWh de febrero pasado en 23.6%. Los precios más altos del sistema aumentaron los ingresos absolutos a pesar de la caída en la tasa de captura.
El excedente solar del mediodía y el pico vespertino 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 los mínimos diarios ($27–30/MWh, horas 12–15). Las baterías se cargaron en esas horas, absorbiendo en promedio 245 MW a 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 para satisfacer la demanda tras la solar.
La dispersión del precio horario frente a la demanda del sistema se separa en dos regímenes: un grupo de principios de febrero por encima de $100/MWh con demanda moderada, y un grupo posterior al evento por debajo de $60/MWh con demanda comparable. La temperatura, y no solo la carga, determinó el precio durante el evento frío.
La regulación se disparó a $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 alcanzó $94.48/MWh. La cooptimización amplificó el pico: cuando suben los precios de la energía, 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 del arbitraje energético en tiempo real de cuatro horas.
La regulación ha crecido estructuralmente. Tras aumentar MISO la adquisición de regulación a 600 MW y triplicar el valor de carga no servida (VOLL), el precio penalización por energía no servida, a $10,000/MWh, la regulación de día anterior subió de $10.91/MWh en 2023 a $17.34/MWh en 2025, con inicios de 2026 promediando $23.59/MWh. A medida que los márgenes energéticos se estrechan hacia la primavera, la participación de la regulación en los ingresos BESS crecerá porque los márgenes se comprimen más rápido de lo que bajan los precios de regulación.
Perspectivas para MISO
La Tormenta Invernal Fern generó oportunidades extraordinarias para BESS en MISO por segundo mes consecutivo, especialmente en los hubs de Indiana y Michigan. El hallazgo más relevante es la ampliación de la brecha entre día anterior y tiempo real: los márgenes de cuatro horas en tiempo real en Indiana Hub superaron a los de día anterior en 148%.
A medida que la demanda de calefacción disminuya en primavera, el valle solar del mediodía reemplazará a las olas de frío como principal impulsor de márgenes.
