MISO en realidad son dos mercados, MISO Norte y MISO Sur, conectados por una línea de transmisión contratada. Ambos están compitiendo para satisfacer el rápido crecimiento de la demanda, pero abordan la expansión de generación de manera opuesta. El Norte está retirando carbón y construyendo renovables y almacenamiento, mientras que el Sur está sumando generación térmica de base, en su mayoría a través del Estudio de Adición Acelerada de Recursos (ERAS) de MISO.

La demanda máxima, actualmente de 124 GW, crecerá en 50 GW en los próximos 15 años. Esto representa un aumento respecto al estudio de Pronóstico de Carga a Largo Plazo (LTLF) 2024 de MISO, que asumía un crecimiento anual de la demanda máxima del 1,6%, frente al 2% ahora previsto.

A medida que aumenta la demanda, los diferenciales TB4 (top-bottom 4-hour) se mantienen en un rango, disminuyendo cuando entra nueva oferta a finales de la década de 2020 antes de recuperarse durante la década de 2030. Los mercados auxiliares se saturan rápidamente a medida que se instalan baterías, por lo que los precios caen notablemente. El mercado de capacidad es donde se concentra la mayor parte de los ingresos. Una ola de gas firme ERAS mantiene los precios bajos hasta finales de la década de 2020, a pesar de un cambio de acreditación en 2028 que reduce los créditos de capacidad para baterías, antes de que los precios se recuperen a principios de los años 2030 a medida que la combinación de nuevas plantas cambia hacia generación con menor acreditación. En el mercado de MISO, que cambia rápidamente, la capacidad es cada vez más donde reside el valor.

Puntos clave

• La demanda máxima crece un 2% anual en promedio, 50 GW de carga adicional en los próximos 15 años, con 30 GW llegando para principios de los años 2030. Los centros de datos impulsan el 40% del aumento.
• El crecimiento de la demanda es mayor en MISO Norte: las zonas del norte aumentan la demanda de energía un 39% para 2040, frente al 26% en el Sur.
• Gas, solar y BESS se despliegan rápidamente para cubrir esta demanda. La expansión 2026-2031 suma 27 GW de gas (principalmente vía ERAS), 28 GW de solar y 7 GW de BESS, mientras se retiran 8 GW de carbón.
• Los precios de la energía las 24 horas alcanzan un máximo de $66/MWh en 2032 (desde $39/MWh en 2025), y luego bajan para 2040. Los diferenciales TB4 se mantienen volátiles, tocando un mínimo de $40k/MW-año en 2029 antes de volver a $65k en 2032 y mantenerse durante los años 2030.
• La oportunidad de ingresos para baterías se traslada de los servicios auxiliares a la capacidad. La regla D-LoL de 2028 reduce el crédito de capacidad de una batería de cuatro horas del 95% al 55%, limitando los ingresos acreditados a $2.50/kW-mes para 2040.

El crecimiento de la demanda se ubica entre los más optimistas de los ISOs

Para 2040, la demanda máxima de MISO estará un 44% por encima de su nivel de 2019. ERCOT crece más rápido, con un 67%, y PJM se sitúa en 41%. MISO no es el ISO de mayor crecimiento porcentual, pero parte de una base mucho mayor de 120 GW. Por ello, su crecimiento de demanda en GW es de los más grandes del país.

Grandes cargas impulsan el 60% del crecimiento de la demanda en MISO

Las grandes cargas son responsables de la mayor parte de la nueva demanda, lideradas por los centros de datos. Se prevé que su consumo energético pase de 34 TWh en 2027 a 218 TWh en 2035, y luego crezca más lentamente al 1,5% anual.

Ese aumento inicial por sí solo suma 21 GW de demanda casi de base para 2035, el 40% del incremento de 50 GW en el pico. Los vehículos eléctricos son el otro segmento de rápido crecimiento, pasando de 7 TWh a 50 TWh para 2040. La manufactura convencional sigue siendo el segmento más grande, pero crece mucho más suavemente, de 232 TWh a 280 TWh.

El crecimiento de la demanda es 51% mayor en MISO Norte

El crecimiento de la demanda no se distribuye de manera uniforme. Para 2040, el Norte (LRZ 1-7) habrá incrementado la demanda de energía un 39%, frente al 26% en el Sur (LRZ 8-10). La mayor parte de la nueva carga de centros de datos se concentra en las zonas norte y central, por lo que su participación en la demanda total de MISO aumenta durante la previsión.

LRZ 1 y 2 lideran el crecimiento de la demanda máxima en MISO

Para 2040, el mayor aumento de la demanda máxima se da en LRZ 2 (Wisconsin/Upper Michigan) y LRZ 1 (Minnesota/Dakotas), ambos con un incremento del 50% respecto a 2027. LRZ 3 (Iowa) sigue con un 34% y LRZ 5 (Missouri) con un 33%. LRZ 9 (Luisiana/Texas) es el principal impulsor en el Sur, con +26%. Cambia el año en el mapa para ver cómo evoluciona el panorama.

MISO construye gas, renovables y baterías

La respuesta de la oferta es una mezcla de térmica, renovables y almacenamiento. Las nuevas incorporaciones se concentran en los primeros años. Solo en 2027 se prevé añadir 4,4 GW de solar, 3,7 GW de eólica, 3,4 GW de baterías y 2,9 GW de gas, frente a 2,7 GW de carbón retirados. A medida que los proyectos viables avanzan en la cola, la expansión 2026-2031 suma 27 GW de gas, 28 GW de solar y 7 GW de baterías.

El programa ERAS de MISO acelera proyectos de gas natural

22 GW de esa expansión térmica provienen del ERAS de MISO. El 80% de las nuevas incorporaciones de gas ya tienen acuerdos firmes de interconexión y pasan con una tasa de aprobación del 100%.

En comparación, la cola estándar históricamente ha perdido el 73% de sus proyectos por retiros. La expansión de gas despachable firme reduce los eventos de escasez en la previsión, limitando cuánto pueden subir los diferenciales de energía.

Dos historias de expansión: MISO Norte versus Sur

La combinación de capacidad es donde más difieren los dos mercados. El Sur construye más gas sobre una flota ya dominada por ciclos combinados. La capacidad de gas sube del 91% del pico regional actual a más del 125% para finales de los años 2030. En contraste, el carbón solo baja del 18% al 11%.

El Norte cubre el nuevo crecimiento de demanda con renovables en lugar de inversión térmica. La capacidad de carbón cae de 40 GW (43% del pico) hoy a 31 GW (28% del pico) para 2030 y 13 GW (10% del pico) para 2040, una retirada de 27 GW de carbón en la previsión. La capacidad de BESS sube de solo 1 GW hoy a 14 GW (12% del pico) para 2030, y luego se estabiliza en 19 GW (14% del pico) para 2040.