​Las rampas vespertinas en la segunda mitad de mayo, agravadas por varios días de clima extremo, definieron mayo de 2026 en MISO.

Los precios en tiempo real en la zona de Indiana (LRZ6) alcanzaron un máximo de $484/MWh durante la hora de las 6 PM el 27 de mayo, más de 14 veces el promedio mensual en tiempo real de Indiana de $34/MWh. Nueve horas superaron los $200/MWh entre el 17 y el 27 de mayo, repartidas entre rampas vespertinas y un pico inusual al mediodía el 18 de mayo.

Los diferenciales TB4 se ampliaron en todas las zonas del norte, con Indiana alcanzando $237/MW-día en tiempo real. Estos diferenciales TB4 aumentaron un 65% interanual, mientras que la brecha norte-sur se mantuvo estable.

Puntos clave

• Indiana (LRZ6) lideró los diferenciales top-bottom en tiempo real con $237/MW-día, un 65% más que el año anterior. Las zonas del norte promediaron un 39% por encima de MISO Sur en los diferenciales TB4 del mercado de día anterior.
• Los precios en tiempo real alcanzaron un máximo de $484/MWh el 27 de mayo, pero el valor del mes se distribuyó en varias noches en lugar de un solo evento de escasez.
• La generación solar aumentó un 55% interanual hasta promediar 6,1 GW, alcanzando un pico de 14,4 GW al mediodía. Las nuevas instalaciones solares hicieron más pronunciada la rampa vespertina que impulsó los precios elevados de mayo por las tardes.
• La regulación day-ahead promedió $18/MWh, aproximadamente siete veces la reserva giratoria day-ahead, manteniéndose como el producto auxiliar más rentable para el almacenamiento en MISO.

Precios y diferenciales divididos de norte a sur en mayo en MISO

Las zonas de Indiana (LRZ6) y Michigan Inferior (LRZ7) lideraron la energía day-ahead cerca de $34/MWh, mientras que el sur se mantuvo más bajo. Arkansas (LRZ8) cerró en $25/MWh, con un descuento de $8/MWh.

Esa brecha se amplió en los diferenciales top-bottom. Las zonas del norte promediaron diferenciales TB4 de $128/MW-día, un 39% por encima de MISO Sur. Indiana lideró los diferenciales TB4 en tiempo real con $237/MW-día (un 65% más), con Minnesota (LRZ1) en $220/MW-día e Illinois (LRZ4) en $218/MW-día.

MISO Sur experimentó pocos eventos de escasez durante mayo. Arkansas se mantuvo relativamente estable en $117/MW-día en tiempo real, y Mississippi (LRZ10) bajó a $124/MW-día.

La zona de Luisiana/Texas (LRZ9) cayó a $154/MW-día desde $463/MW-día en mayo de 2025. Un evento de desconexión de carga en LRZ9, impulsado por congestión de transmisión, elevó el promedio de mayo de 2025 de la zona a más de un 300% por encima de otras zonas de MISO Sur.

La brecha estructural refleja una mayor carga industrial y caminos de importación limitados en el norte frente a capacidad excedente de gas en la Costa del Golfo en el sur. Una batería de 100 megavatios y cuatro horas, operando con los diferenciales en tiempo real, obtuvo aproximadamente $12,000/día más en Indiana que en Arkansas. Por ello, la selección de ubicación dentro de MISO supera casi cualquier otra palanca de ingresos.

¿Dónde se concentró realmente el valor de mayo?

Los meses de entretiempo en primavera en MISO rara vez producen escasez de suministro como en los meses de invierno, y mayo de 2026 no rompió ese patrón. El valor se acumuló durante varias noches en la segunda mitad del mes, cuando el clima veraniego llegó antes de lo habitual a MISO.

La hora de mayor escasez fue a las 6 PM del 27 de mayo, cuando Indiana en tiempo real alcanzó $484/MWh. El 19 de mayo le siguió con $452/MWh a las 8 PM.

El 18 de mayo destacó por un movimiento diurno, con las horas de media mañana superando los $325 a $429/MWh a medida que la demanda aumentó más rápido de lo que la solar podía cubrir. Esto se debió a temperaturas elevadas y clima severo en el Medio Oeste, incluyendo tormentas y tornados.

En total, nueve horas superaron los $200/MWh y veinte los $100/MWh, concentradas entre el 17 y el 27 de mayo. El mercado day-ahead subestimó los picos más pronunciados. El 27 de mayo, el promedio day-ahead fue de $58/MWh mientras que el tiempo real llegó a $85/MWh.

El almacenamiento que mantuvo inventario hasta la tarde capturó la diferencia, mientras que las unidades ya comprometidas dejaron valor sobre la mesa.

La matriz de generación se desplazó aún más hacia gas y solar

El gas natural promedió 21 GW en mayo, un 8% más que el año anterior. Ese aumento cubrió el espacio dejado por centrales de carbón envejecidas, que cayeron un 12% hasta 17,8 GW.

Sin embargo, la solar fue la que más creció en términos proporcionales. La generación solar promedió 6,1 GW frente a 3,9 GW en mayo de 2025, un salto del 55% que refleja un año de nuevas incorporaciones a gran escala. La eólica subió un 15% hasta 11,7 GW.

La solar alcanzó un pico de 14,4 GW al mediodía, y ese crecimiento hizo más pronunciada la rampa vespertina. La demanda neta bajó a 49 GW a media mañana cuando la solar alcanzó su máximo, y luego subió a 67 GW a las 8 PM.

La flota de baterías de MISO estuvo bien posicionada para aprovechar un perfil de carga impulsado por la solar. El despacho promedio alcanzó su mínimo de carga de 350 megavatios en la madrugada y su pico de descarga de 450 megavatios a las 7 PM, directamente en la ventana de la rampa vespertina.

Los ingresos por servicios auxiliares en mayo en MISO estuvieron liderados por la regulación

La regulación day-ahead promedió $18/MWh, un 7% más interanual, y se mantuvo como el producto auxiliar de mayor valor en MISO.

La regulación en tiempo real cerró en $17/MWh, un 3% más. Sin embargo, la reserva giratoria day-ahead cayó un 46% a menos de $3/MWh y la reserva suplementaria day-ahead bajó un 38% hasta $0,32/MWh.

La regulación superó en unas siete veces la reserva giratoria day-ahead en mayo. La capacidad comprometida a reservas perdió tanto la prima de regulación como las rampas vespertinas de finales de mayo.

Perspectivas de verano para BESS en MISO

El notable crecimiento solar de MISO ha hecho más pronunciada la curva diaria de demanda neta, de modo que las tardes comunes de entretiempo ahora experimentan estrés a medida que la solar disminuye. Por lo tanto, el grupo de noches con precios altos entre el 17 y el 27 de mayo podría convertirse en la norma estacional para MISO.

Las zonas del norte siguen superando a las del sur de MISO. Los diferenciales en tiempo real de cuatro horas en Indiana, Illinois y Minnesota se mantuvieron muy por encima de sus contrapartes del sur. Los factores estructurales detrás de la brecha, restricciones de transferencia y márgenes de reserva más reducidos en el norte, no se resolverán pronto.

Para los operadores de almacenamiento, mayo refuerza el valor de mantener inventario hasta la rampa vespertina, la selección de ubicación y la continua supremacía de la regulación en la pila de servicios auxiliares de MISO.