Outubro de 2026 no MISO foi marcado pelos spreads Day-Ahead. Os spreads top-bottom de quatro horas (TB4) Day-Ahead no Indiana Hub tiveram média de US$ 463/MW-dia, alta de 151% em relação ao ano anterior. Eles ficaram acima dos US$ 323/MW-dia do Real-Time pela segunda vez em doze meses.

O benchmark de BESS virtual (vBESS) da Modo Energy no MISO North poderia ter rendido US$ 579/MW-dia, 20% a mais que os US$ 482/MW-dia do MISO South. A arbitragem de energia Day-Ahead respondeu por 52% da receita no North, enquanto a regulação representou 65% no South.

Quatro dias responderam por 32% da receita de outubro do MISO North. O maior deles foi 13 de outubro, quando calor recorde e pouco vento elevaram a carga líquida do MISO — a demanda menos a geração eólica e solar — a 90 GW.

Principais conclusões

• Uma BESS no MISO North poderia ter rendido US$ 18,0/kW-mês, ante US$ 14,9/kW-mês no MISO South. A arbitragem de energia Day-Ahead abriu essa diferença, enquanto a regulação respondeu por 65% da receita do MISO South.
• O spread TB4 Day-Ahead no Indiana Hub subiu 151% em relação ao ano anterior, para US$ 463/MW-dia, o segundo maior valor dos últimos doze meses, atrás apenas de julho.
• Os spreads Day-Ahead terminaram acima dos US$ 323/MW-dia do Real-Time pela segunda vez em um ano. O Real-Time pagou mais em apenas 7 dos 31 dias, de modo que uma bateria comprometida no mercado Day-Ahead capturou uma parcela maior da receita de outubro.
• O MISO teve 66 GW de capacidade indisponível em um dia médio, 7 GW a mais que no ano anterior. O aumento foi impulsionado por desligamentos forçados e de curto prazo, não por manutenção programada.
• Em 13 de outubro, calor recorde e pouco vento no período da noite elevaram a carga líquida do MISO a 90 GW, e os preços Day-Ahead no Indiana Hub chegaram a US$ 1.071/MWh. Para uma bateria no MISO North, esse único dia representou 15% da receita de outubro.

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Quanto uma bateria no MISO rendeu em outubro

Uma BESS no MISO North poderia ter rendido US$ 579/MW-dia em outubro, ou US$ 18,0/kW-mês. A receita aumentou 65% em relação a outubro de 2025 e 17% ante setembro de 2026.

A maior parte do aumento no North veio da arbitragem de energia Day-Ahead, que rendeu US$ 303/MW-dia, ante US$ 47/MW-dia um ano antes. A receita de regulação caiu de US$ 300/MW-dia para US$ 271/MW-dia.