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

Principais destaques

• Os spreads entre máximas e mínimas se ampliaram em todo o sistema: os spreads em tempo real de quatro horas no Indiana Hub ficaram em média em 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 mudança anual mínima, diferente de fevereiro de 2026.
• Os preços day-ahead em Indiana superaram Arkansas em US$9,14/MWh, refletindo margens de reserva mais apertadas no norte; os spreads em tempo real de quatro horas subiram 38-39% em Indiana e Michigan, enquanto os spreads day-ahead em Indiana ficaram 27% acima de 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 preparados para descarregar nesse horário 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, preenchendo lacunas deixadas por menor geração eólica e menor disponibilidade nuclear.
• A regulação day-ahead 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 simultaneamente todos os preços de serviços ancilares.

Preços dos hubs divergiram entre MISO North e South

Os preços day-ahead no Indiana Hub ficaram em média em 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 teve a maior média day-ahead, US$39,53/MWh. No MISO South, o Arkansas Hub ficou em US$29,68/MWh day-ahead, 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 entre máximas e mínimas de quatro horas se ampliaram em todo o sistema. O Indiana Hub liderou no day-ahead 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 day-ahead quanto no tempo real: Indiana superou Arkansas em 27% nos spreads DA TB4.

​A divergência norte-sul reflete maior densidade de carga industrial e menos caminhos de importação na MISO North, em comparação com a capacidade excedente de gás da Costa do Golfo na 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 tornou essa diferença estrutural visível. Os preços day-ahead atingiram o pico de US$62,08/MWh naquele dia, enquanto o tempo real chegou a US$94,28/MWh. Em dias calmos, como 8 de março, o day-ahead caiu para US$28,34/MWh e o tempo real para US$23,08/MWh.

Evento de escassez de 17 de março

A Tempestade de Inverno Iona atravessou a área da MISO de 14 a 16 de março. No dia 17, 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 ficaram fora de operação para manutenção de primavera. O sistema operava 17 GW acima do normal 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 usinas a gás reduziram a produção ao longo da manhã. A carga também estava caindo, 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 mínimo 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 suprimento por trás desses preços mudou drasticamente para o gás

O gás natural ficou em média em 22 GW em março de 2026, ante 17 GW do ano anterior. Esse aumento de 30% preencheu duas lacunas. A geração nuclear caiu de 10 GW para 8 GW, pois o reabastecimento de primavera tirou aproximadamente 1,85 GW de operação. A geração eólica caiu 7,4% ano a ano devido a condições menos favoráveis.

O carvão operou em 19 GW, próximo ao despacho econômico mínimo. Nem os preços baixos e sustentados do gás, nem uma 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 comparação com as horas noturnas. O BESS carregou em média 316 MW à 1h, aproveitando os preços baixos da madrugada.

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

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

A regulação day-ahead ficou em média em US$17/MWh, sendo o produto ancilar mais seguro para BESS devido à menor variação de hora em hora. A regulação em tempo real teve a maior média ancilar, US$20/MWh. A reserva girante day-ahead ficou em US$2,81/MWh, com a reserva suplementar marginal em US$0,31/MWh.

O despacho da MISO elevou todos os preços ancilares em sincronia com o pico de energia de 17 de março: a regulação em tempo real ficou em média 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 média em cerca de US$1/MWh.

Ano a ano, os preços ancilares variaram conforme o produto fora do pico de 17 de março: a regulação day-ahead subiu 6%, enquanto a regulação em tempo real caiu 13%. O evento em si respondeu pela maior parte da mudança mensal. A capacidade comprometida com 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 durante essa janela capturaram os maiores spreads do mês.

Os hubs do norte mantiveram um prêmio estrutural ao longo de março. Os spreads em tempo real de quatro horas em Michigan e Indiana superaram Arkansas em 31% e 29%, respectivamente. Com a redução da demanda de aquecimento na primavera, a queda 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 a MISO North com oferta apertada.