​La tormenta invernal Fern azotó MISO entre el 23 y el 26 de enero de 2026, trayendo algunas de las temperaturas más frías en décadas al Alto Medio Oeste. Grand Rapids registró -19°F el 24 de enero, Minneapolis llegó a -21°F el 23 de enero y Flint alcanzó -24°F, apenas un grado por encima de su récord histórico.

MISO estaba preparado para lo peor, ya que el sistema eléctrico mayorista resistió y no se cortó carga por falta de generación.

Los precios reflejaron una historia más compleja: Minnesota vio que los LMP en tiempo real se dispararon a 5,3 veces el nivel P99 histórico, es decir, los precios superaron en más de cinco veces el percentil 99 de los precios horarios del año anterior. Luisiana, en cambio, apenas superó los rangos típicos de invierno con 1,4x P99, aún notable pero mucho menos extremo. La diversidad de combustibles y las restricciones regionales de transmisión explican esta diferencia.

Puntos clave

• Los precios en tiempo real de Minnesota alcanzaron $1,351/MWh mientras que Luisiana llegó a $314/MWh. La brecha de 4 veces refleja cuellos de botella en la transmisión que impidieron que la generación de menor costo llegara a Minnesota.
• El gas y el carbón aportaron el 69% de la generación. Unidades de punta menos eficientes, operando con costos de combustible elevados, contribuyeron a los picos de precios en las regiones restringidas.
• Las oportunidades de captura para BESS fueron mayores en MISO Norte. La dispersión TB4 en tiempo real de Minnesota alcanzó $2,873/MW-día el 23 de enero, comparado con $650-730/MW-día en MISO Sur.
• Un BESS de 200 MW y 4 horas en el nodo de Minnesota habría ganado aproximadamente $2,875/MW-día el 23 de enero—4,5 veces más que el mismo activo en Luisiana, con $640/MW-día.

​Cómo se desarrolló la tormenta en la red de MISO

​El estrés llegó rápido y los mercados respondieron en fases:

• 23 de enero: La demanda superó las previsiones en 3.100 MW. Los precios se dispararon esa tarde—Minnesota llegó a $1,247/MWh a las 18:00.
• 24 de enero: Los mercados de día anterior reflejaron la tensión con precios de $366-420/MWh. El viento pasó de 2.900 MW durante la noche a 19.500 MW por la mañana. Las centrales de gas absorbieron la variabilidad.
• 26 de enero: Los mercados se sobrecorrigieron. La demanda fue 3.600 MW inferior a la previsión, ya que los operadores sobrestimaron el frío persistente.

​Los mercados de día anterior tuvieron dificultades para valorar correctamente la divergencia regional. El DA subestimó el nodo de Minnesota en $894/MWh en el pico, mientras que sobrestimó el nodo de Luisiana en $712/MWh—una diferencia de $1,600/MWh en el error de previsión entre el norte y el sur.

Para los operadores de BESS, estos diferenciales DA-RT representan oportunidades de captura adicionales más allá del arbitraje puro.

​Los precios se multiplicaron por cuatro entre Norte y Sur

La divergencia de precios refleja la geografía única de MISO. La restricción Norte-Sur es contractual, no física.

Cuando Entergy se unió a MISO en 2013, solo existían alrededor de 1.000 MW de capacidad de transferencia directa entre las regiones; el resto fluía a través de los sistemas SPP y TVA. Un acuerdo de 2016 limitó las transferencias a 3.000 MW hacia el norte y 2.500 MW hacia el sur. Durante Fern, la generación más barata quedó atrapada mientras los precios se disparaban en otras zonas.

​El LMP promedio en tiempo real de Minnesota durante la tormenta llegó a $206/MWh. Illinois promedió $118/MWh. La diferencia del 75% se debe a la congestión: Minnesota tuvo una congestión promedio de +$31/MWh, mientras que Illinois experimentó -$42/MWh. Illinois pudo acceder a fuentes de generación más baratas, mientras que Minnesota quedó detrás de los cuellos de botella de transmisión.

Esta diferencia es clave para la ubicación de BESS. Una batería en Minnesota habría capturado el pico de $1,351/MWh. El mismo activo en Luisiana habría visto $314/MWh. La ubicación determinó una diferencia de 4 veces en la oportunidad de ingresos máximos.

​La diversidad de combustibles evitó repetir la tormenta Uri

La característica definitoria de la tormenta Uri—que provocó apagones masivos en Texas en 2021—fue la indisponibilidad forzada de generación térmica por pérdida de suministro de combustible o fallos en las plantas. Más del 40% de la capacidad de gas y carbón quedó fuera de servicio. Fern fue diferente: MISO reportó tasas de indisponibilidad forzada por debajo del 10%, una fracción de los fallos de Uri.

​Las centrales de gas natural se adaptaron con flexibilidad, aportando el 36% de la generación total durante la tormenta. El carbón sumó otro 33%. La nuclear se mantuvo constante en 13%, brindando estabilidad de base. La dependencia de la generación térmica, especialmente de unidades de gas de punta menos eficientes, contribuyó a los precios elevados en regiones restringidas.

El viento resultó volátil pero netamente positivo. La producción osciló de 2.900 MW a 22.900 MW de una hora a otra, sometiendo a la red a estrés. Las centrales de gas absorbieron la variabilidad, reduciendo su producción un 43% durante los picos de viento. La mezcla de combustibles funcionó porque pudo adaptarse.

​Tres hallazgos clave para BESS en MISO:

• La captura de tormentas es real, pero depende de la ubicación. Minnesota ofreció spreads TB4 de $2,873/MW-día, mientras que Misisipi ofreció $678. Misma tormenta, mismo fin de semana, 4 veces más retorno.
• Las mejoras en la red han reducido los extremos. Uri vio spreads TB4 en Minnesota por encima de $10,000/MWh. Fern entregó $2,873. La climatización y los contratos de suministro desde 2021 han reducido los picos extremos. No asumas un escenario como Uri.
• Los patrones de congestión son predecibles. La congestión promedio de Minnesota (+$31/MWh) frente a la de Illinois (-$42/MWh) refleja una topología de transmisión que persiste en eventos de estrés. Ubica los activos en consecuencia.

​BESS está diseñado para este tipo de volatilidad.

A diferencia de las centrales de gas, que enfrentan riesgos de suministro y altos costos de combustible durante el invierno, las baterías responden en segundos en vez de minutos. A gran escala, la descarga de BESS en horas de escasez reduciría los diferenciales, capturando valor y bajando los costes del sistema.