O Leilão de Recursos de Planejamento (PRA) da MISO para 2026 definiu pagamentos de capacidade entre US$116 e US$126 por megawatt-dia. Esse resultado representa uma queda de 42% em relação ao recorde de 2025/26, que foi de US$217/MW-dia. Este é o segundo ano sob o mercado de capacidade reformulado da MISO, utilizando a Curva de Demanda Baseada em Confiabilidade (RBDC).

Para mais informações sobre o funcionamento do mercado de capacidade da MISO, leia nosso artigo explicativo.

Quais foram os preços de capacidade da MISO para 2026/27?

O modelo RBDC, introduzido no PRA de 2025, substituiu o modelo vertical de liquidação por uma curva de demanda contínua baseada em confiabilidade. Essa curva precifica a capacidade em função da confiabilidade, e não mais como um alvo binário de excesso de oferta.

A mudança para precificação sazonal com o RBDC também alterou a composição da receita de capacidade ao longo do ano. A participação do verão na receita anualizada subiu de 38% em 2024/25 para 78% em 2025/26 e 85% em 2026/27. O mercado de capacidade da MISO agora é impulsionado principalmente pela confiabilidade no verão, enquanto outono (US$34/MW-dia), inverno (US$36/MW-dia) e primavera (US$8/MW-dia) contribuem marginalmente para o preço anual.

A região Norte/Central (Zonas de Recursos Locais 1 a 7) liquidou a US$126/MW-dia. A sub-região Sul (LRZs 8 e 10) liquidou a US$116/MW-dia, devido a restrições de transferência para o Norte da MISO. Além disso, a LRZ 9, na Louisiana, ficou em US$123/MW-dia.

Por que os preços de capacidade da MISO caíram ano a ano?

Os preços liquidados para 2026/27 refletem a entrada de novas usinas, adiamento de aposentadorias de térmicas a combustíveis fósseis e aumento na acreditação de renováveis.

A capacidade total ofertada no leilão de verão cresceu 4,8 GW em relação ao ano anterior, de 137,8 GW para 142,6 GW. Além disso, novas usinas (+5,6 GW) e recursos externos (+1,0 GW) superaram as aposentadorias (-1,4 GW) e perdas líquidas de acreditação (-0,4 GW). A energia solar representou a maior parte das novas instalações, seguida por gás e BESS.

Além disso, a energia solar foi beneficiada por maior acreditação e conseguiu ofertar mais capacidade não forçada (UCAP) do que em anos anteriores. Por outro lado, o fator de acreditação de eólicas e algumas térmicas foi reduzido, pois a MISO recalculou suas contribuições para a confiabilidade.

O excedente de capacidade no verão acima do Requisito de Margem de Reserva de Planejamento da MISO (PRMR) subiu para 4,6 GW, ante 2,6 GW em 2025/26. Esse valor ficou na metade superior da faixa projetada de 1,4 a 6,1 GW na pesquisa OMS-MISO de 2025. Esse crescimento de capacidade disponível contrariou as expectativas do mercado de queda contínua.

Com a geração superando a margem de reserva alvo, a curva de demanda descendente do RBDC liquidou o preço em um patamar mais baixo.

Quais são as implicações de receita para BESS na MISO?

Para uma bateria de 4 horas na região Norte/Central da MISO, as receitas de capacidade caíram de US$75/kW-ano em 2025/26 para US$44/kW-ano em 2026/27, uma queda de 42%. Somente o verão representou US$37/kW-ano dessa receita, enquanto as outras três estações somaram US$7/kW-ano.

Durações acima de 4 horas não trazem fatores incrementais de capacidade na MISO, então baterias de maior duração não obtêm benefícios adicionais de acreditação.

Ao contrário da duração, a localização é o principal fator de diferença de receita entre ativos BESS. Baterias instaladas na região Norte/Central capturariam o preço anualizado mais alto de US$126/MW-dia. Já ativos equivalentes no Sul da MISO liquidariam a preços menores, reduzindo a atratividade econômica dos projetos.

Para desenvolvedores de baterias em geral, a queda de 41% nas receitas de capacidade ressalta a importância dos spreads de arbitragem de energia e das receitas de serviços ancilares.

Operadores de ativos devem esperar que a receita anual de capacidade siga volátil sob o RBDC. Os preços do segundo ano recuaram de forma significativa, mas ainda permanecem bem acima do patamar anterior a 2024, de menos de US$10/MW-dia. Os preços de 2026/27 entram em vigor em 1º de junho de 2026.