Um único evento de escassez em 17 de março definiu os spreads de março na MISO, de forma semelhante à Tempestade de Inverno Fern. Os preços em tempo real no Indiana Hub chegaram a US$ 1.288/MWh às 10h, horário local, mais de 20 vezes a média mensal de US$ 41,45/MWh. Os spreads máximos e mínimos se ampliaram nos hubs do norte, liderados por Michigan (US$ 293/MW-dia em tempo real) e Indiana (US$ 288/MW-dia). Os preços do dia seguinte (DA) no MISO North ficaram em média US$ 35,36/MWh, contra US$ 30,95/MWh no MISO South, uma diferença que aumentou consideravelmente durante o evento.

Principais destaques

• Os spreads máximos e mínimos se ampliaram em todo o sistema: os spreads de quatro horas em tempo real no Indiana Hub ficaram em média US$ 288/MW-dia (alta de 38% em relação ao ano anterior), enquanto Michigan registrou o maior valor, US$ 293/MW-dia. Os hubs do sul tiveram pouca variação anual, ao contrário de fevereiro de 2026.
• Os preços do dia seguinte em Indiana ficaram US$ 9,14/MWh acima do Arkansas, refletindo margens de reserva mais apertadas no norte; os spreads de quatro horas em tempo real subiram 38-39% em Indiana e Michigan, enquanto os spreads do dia seguinte em Indiana ficaram 27% acima do Arkansas.
• Os preços em tempo real atingiram US$ 1.288/MWh às 10h de 17 de março, a única hora acima de US$ 200 em todo o mês. Operadores que não estavam prontos para descarregar nesse período perderam a maior parte do valor incremental de março.
• A geração a gás natural ficou em média em 22.146 MW, alta de 29% em relação ao ano anterior, compensando a menor produção eólica e a redução da disponibilidade nuclear.
• A regulação do dia seguinte ficou em média em US$ 16,65/MWh, enquanto a regulação em tempo real disparou para US$ 47/MWh em 17 de março, quando o despacho co-otimizado elevou todos os preços dos serviços ancilares simultaneamente.

Preços dos hubs divergem entre MISO Norte e Sul

Os preços do dia seguinte no Indiana Hub ficaram em média US$ 38,82/MWh no mês, alta de 4,9% em relação ao ano anterior, enquanto o tempo real ficou em US$ 41,45/MWh, alta de 10%. O Michigan Hub registrou a maior média do dia seguinte, US$ 39,53/MWh. No MISO South, o Arkansas Hub ficou em US$ 29,68/MWh no dia seguinte, um desconto de US$ 9,85/MWh em relação a Michigan, com os hubs de Louisiana e Texas próximos de US$ 31,80/MWh.

​Os spreads máximos e mínimos de quatro horas se ampliaram em todo o sistema. O Indiana Hub liderou no dia seguinte, com US$ 137/MW-dia, alta de 21% em relação ao ano anterior. Os spreads em tempo real em Indiana chegaram a US$ 288/MW-dia, aumento de 38%, enquanto Michigan teve o maior spread em tempo real, US$ 293/MW-dia, alta de 39%. O desempenho superior do norte é consistente tanto no dia seguinte quanto em tempo real: Indiana superou Arkansas em 27% nos spreads TB4 do DA.

​A divergência norte-sul reflete maior densidade de carga industrial e menos caminhos de importação no MISO North em comparação com o excedente de capacidade de gás na Costa do Golfo no MISO South. A capacidade de transferência limitada entre as regiões amplia a diferença quando o fornecimento fica apertado.

O evento de escassez de 17 de março evidenciou essa diferença estrutural. Os preços do dia seguinte atingiram o pico de US$ 62,08/MWh naquele dia, enquanto o tempo real chegou a US$ 94,28/MWh. Em dias tranquilos, como 8 de março, o dia seguinte caiu para US$ 28,34/MWh e o tempo real para US$ 23,08/MWh.

Evento de escassez em 17 de março

A Tempestade de Inverno Iona atravessou a área da MISO de 14 a 16 de março. Em 17 de março, a massa de ar ártico pós-tempestade elevou a demanda do sistema para 91 GW às 6h, o maior carregamento horário do mês. A geração a gás disparou para 45 GW, quase o dobro da média de março, mas o vento caiu para metade do nível normal e 30 GW de geração estavam fora de operação para manutenção de primavera planejada. O sistema operava 17 GW acima do seu padrão, e ainda assim não foi suficiente.

A geração total atingiu o pico de 87 GW às 7h e começou a cair à medida que as unidades a gás reduziram a produção durante a manhã. A carga também caía, mas a geração caiu mais rápido. Às 10h, a diferença se fechou: os preços em tempo real em todos os hubs da MISO saltaram para mais de 30 vezes a média mensal. Ao meio-dia, o vento havia dobrado em relação ao fundo da manhã e a solar gerava 15 GW. Os preços despencaram de volta para US$ 30/MWh. Uma hora de escassez em um sistema já no limite.

A matriz de geração por trás desses preços mudou rapidamente para o gás

O gás natural ficou em média em 22 GW em março de 2026, ante 17 GW um ano antes. Esse aumento de 30% preencheu duas lacunas. A geração nuclear caiu de 10 GW para 8 GW, pois a recarga de primavera retirou cerca de 1,85 GW. A geração eólica caiu 7,4% em relação ao ano anterior devido a condições menos favoráveis.

O carvão operou em 19 GW, próximo ao despacho econômico mínimo. Nem os preços baixos do gás, nem a maior penetração de renováveis se concretizaram em março, limitando o piso de preços do meio-dia para carregamento de BESS. A solar atingiu o pico de 12,5 GW ao meio-dia, reduzindo a carga líquida em mais de 26 GW em relação à madrugada. O BESS carregou em média 316 MW à 1h, aproveitando os preços baixos noturnos.

A frota descarregou 331 MW às 17h, quando a produção solar caiu e a rampa do entardecer ficou mais acentuada. A frota instalada de BESS na MISO ainda é pequena em relação ao excedente do meio-dia, restando espaço para mais armazenamento antes que a economia de carregamento se deteriore.

Serviços ancilares: regulação dominou e co-otimização ampliou o pico

A regulação do dia seguinte ficou em média em US$ 17/MWh, sendo o produto ancilar mais estável para BESS devido à menor variação hora a hora. A regulação em tempo real teve a maior média ancilar, US$ 20/MWh. A reserva girante do dia seguinte ficou em US$ 2,81/MWh e a reserva suplementar em US$ 0,31/MWh.

O despacho da MISO elevou todos os preços ancilares junto com o pico de energia em 17 de março: a regulação em tempo real ficou em US$ 47/MWh, a reserva girante em US$ 33/MWh e a reserva suplementar em US$ 33/MWh. Fora do evento, a reserva girante em tempo real ficou em torno de US$ 1/MWh.

Ano a ano, os preços ancilares variaram por produto fora do pico de 17 de março: a regulação do dia seguinte subiu 6%, enquanto a regulação em tempo real caiu 13%. O evento em si respondeu pela maior parte da variação mensal. A capacidade comprometida em serviços de menor valor naquele dia perdeu totalmente o pico.

Perspectivas para a MISO

O evento de escassez de 17 de março foi o momento definidor do mês. BESS posicionados para descarregar nesse período capturaram os maiores spreads do mês.

Os hubs do norte mantiveram um prêmio estrutural durante todo o mês de março. Os spreads de quatro horas em tempo real em Michigan e Indiana superaram Arkansas em 31% e 29%, respectivamente. Com a redução da demanda de aquecimento na primavera, o vale solar do meio-dia substituirá os eventos de escassez de oferta como principal motor dos spreads, mas a diferença norte-sul deve persistir enquanto as restrições de transferência mantiverem o MISO North apertado em oferta.