Os spreads TB4 em tempo real de quatro horas (topo-fundo) no Indiana Hub tiveram média de US$ 1.021/MW-dia em setembro, um aumento de 235% em relação ao ano anterior. Os spreads Day-Ahead no MISO tiveram média de US$ 422/MW-dia, alta de 142% ano a ano.

Um BESS no MISO North poderia ter faturado US$ 495/MW-dia e um no MISO South US$ 488/MW-dia. A diferença entre os dois ficou em apenas 1%, menor do que o gap de 3% em agosto e 90% em julho.

Apesar de estratégias de despacho diferentes, as regiões convergiram. A arbitragem de energia Day-Ahead pagou US$ 21/MW-dia a mais no MISO North do que no MISO South, uma diferença maior do que os US$ 9/MW-dia de agosto. A regulação elevou ambas as regiões, já que é liquidada em todo o mercado. A regulação Day-Ahead foi liquidada a US$ 23/MWh, 28% acima de setembro de 2025 e 35% acima de agosto.

​Duas noites representaram boa parte da receita do mês. Os dias 2 e 17 de setembro juntos pagaram US$ 1.692/MW no MISO North, 12% do faturamento de setembro em apenas 7% dos dias.

Principais destaques

• MISO North e South convergiram, com apenas 1% de diferença, em US$ 495/MW-dia e US$ 488/MW-dia.
• A receita de arbitragem de energia Day-Ahead ampliou a diferença regional em US$ 12/MW-dia mês a mês, enquanto a regulação e energia em tempo real fecharam essa diferença em US$ 16/MW-dia.
• Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 1.021/MW-dia, contra US$ 422/MW-dia no Day-Ahead, altas de 235% e 142% ano a ano. Porém, o tempo real pagou menos que o Day-Ahead em 16 dos 28 dias.
• Os preços ficaram 35 minutos no teto de US$ 10.000/MWh do MISO em 17 de setembro e 25 minutos em 2 de setembro. Para um BESS em operação, essas duas noites foram fundamentais para a receita do mês.

Quanto um vBESS no MISO faturou em setembro

Os benchmarks do vBESS (BESS virtual) da Modo Energy simulam a receita que uma bateria poderia ter obtido despachando contra os preços de mercado. O benchmark do MISO North está no Indiana Hub e o do MISO South no Arkansas Hub.

A regulação Day-Ahead pagou US$ 318/MW-dia no MISO North e US$ 330/MW-dia no MISO South. Ambos subiram mês a mês, em US$ 82/MW-dia e US$ 93/MW-dia, respectivamente.

A arbitragem de energia Day-Ahead adicionou US$ 176/MW-dia no MISO North contra US$ 155/MW-dia no MISO South. A energia em tempo real pagou menos de US$ 3/MW-dia em ambas as regiões.

Como foram os spreads TB no MISO em setembro

Os spreads TB4 Day-Ahead no Indiana Hub tiveram média de US$ 422/MW-dia em 29 dias, alta de 142% ano a ano. Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 1.021/MW-dia em 28 dias, alta de 235% ano a ano.

No entanto, a média em tempo real foi influenciada por dois dias atípicos: 2 e 17 de setembro. O tempo real pagou menos que o Day-Ahead em 16 dos 28 dias do benchmark, destacando o impacto desses dois dias.

Além desses spreads, os preços em tempo real no Indiana Hub tiveram média de US$ 84/MWh, alta de 90% em relação aos US$ 44/MWh de um ano antes. O Day-Ahead foi liquidado em US$ 60/MWh, contra US$ 47/MWh do Arkansas Hub.

Como foram os preços do MISO nos dois dias de escassez

O dia 2 de setembro registrou o recorde de demanda do mês, com 123 GW. Os preços de cinco minutos ficaram no teto de US$ 10.000/MWh do MISO (Value of Lost Load) por 25 minutos naquela noite, detalhado na análise de eventos extremos da Modo Energy.

O dia 17 de setembro teve o maior spread em uma demanda típica. Os preços ficaram 35 minutos no teto, entre 17h55 e 18h40, quando a carga atingiu 103 GW.

Com isso, os spreads divergiram. O spread TB4 em tempo real de 17 de setembro atingiu US$ 11.828/MW-dia, contra US$ 5.924/MW-dia em 2 de setembro.

O Arkansas Hub também atingiu o teto nos mesmos intervalos do Indiana Hub nas duas noites. A escassez impactou toda a área do MISO, não apenas um hub, por isso o MISO South também foi beneficiado.

Como foi o perfil de oferta em setembro e o que causou o pico do dia 17?

Em setembro, a demanda média foi de 86 GW, alta de 12% ano a ano. A solar teve média de 5,5 GW, queda em relação aos 6,6 GW do mês anterior. A geração eólica aumentou 26% em relação a agosto, com média de 8,3 GW.

No dia 17 de setembro, o sistema do MISO já começou o dia com pouca margem. As falhas forçadas somaram 15,1 GW, a quarta maior do mês, enquanto as manutenções programadas ficaram na média, com 18 GW.

Além disso, não houve geração para substituir. A solar caiu 8,8 GW entre 16h e 19h. O gás já operava em 44 GW e acrescentou apenas 1,7 GW. A geração total do MISO caiu 4,7 GW nessas três horas.

​O vento normalmente evita picos de preço na queda da solar. Mas no dia 17, o vento teve média de 3,9 GW entre 16h e 21h — menos da metade da média mensal de 8,3 GW e a segunda menor noite de setembro. Por isso, o sistema ficou apertado na noite de 17 de setembro e os preços atingiram o teto.

Como os preços de regulação do MISO responderam em setembro

A regulação Day-Ahead sustentou a pilha de serviços ancilares em US$ 23/MWh, alta de 28% ano a ano, sendo a principal fonte de receita do benchmark.

Regulação e energia são reprecificadas juntas, pois manter capacidade para regulação implica abrir mão de vender essa energia. Como o preço Day-Ahead no Indiana Hub subiu 29% em relação a agosto, a regulação acompanhou.

A regulação em tempo real teve média de US$ 38/MWh, alta de 68% ano a ano. Chegou a US$ 304/MWh em 17 de setembro e US$ 98/MWh em 2 de setembro, os dois maiores dias do mês.

O que setembro representa para as baterias do MISO

Para um BESS em operação, setembro teve duas noites de alto potencial de receita e 27 dias típicos de entressafra. Além disso, os preços de regulação também dispararam junto com a energia nesses eventos de escassez. Esses picos tendem a diminuir à medida que mais baterias saturam um mercado de volume fixo.

Como a entressafra leva a manutenções e paradas para reabastecimento, os preços em tempo real podem continuar beneficiando BESS bem posicionados no MISO.