A MISO exige que os geradores garantam o fornecimento de energia durante períodos de pico de demanda. A MISO negocia essa obrigação por meio de um mercado de capacidade. Baterias podem vender essa capacidade.

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O Leilão de Recursos de Planejamento (PRA) da MISO atende apenas 10% das necessidades de capacidade da região. As concessionárias suprem o restante por meio de contratos bilaterais e planos integrados de recursos. Em três dos quatro anos de planejamento pré-sazonais (PY 2019-22), o leilão resultou em valores abaixo de US$ 10/MW-dia. O verão de 2025-26 mudou esse cenário: US$ 666,50/MW-dia, um aumento de 22 vezes em relação ao valor de aproximadamente US$ 30/MW-dia do ano anterior.

Duas mudanças estruturais impulsionaram esse aumento. O excedente do sistema caiu 60%, de 6,5 GW para 2,6 GW. Isso eliminou a folga que mantinha os preços baixos. Uma nova curva de demanda inclinada para baixo substituiu o antigo modelo de preço tudo-ou-nada. Agora, a redução da folga se traduz diretamente em preços mais altos.

Principais pontos

• O preço de liquidação do PRA de verão da MISO subiu 22 vezes de um ano para o outro, de US$ 30/MW-dia em PY 2024-25 para US$ 666,50/MW-dia em PY 2025-26, elevando o valor anualizado para cerca de US$ 215/MW-dia.
• O excedente do sistema caiu 60% em três anos de planejamento (PY 2023-24 a 2025-26), de 6,5 GW para 2,6 GW, já que 3,3 GW de geração térmica foram aposentados ou suspensos apenas em PY 2025-26.
• O verão concentra 78% do valor anual de capacidade, criando risco de concentração de receita sazonal.
• Baterias de quatro horas recebem um crédito administrativo de capacidade de 95%, o mais alto entre os ISOs dos EUA. Uma nova metodologia de Perda Direta de Carga (DLoL) substituirá esse padrão a partir do ano de planejamento 2028-29 e deve reduzir o crédito para 50-65%.

Como funciona um leilão de capacidade na MISO?

A tabela abaixo resume a mecânica do leilão da MISO. Os resultados são publicados por sub-região (Norte/Central e Sul), com zonas individuais separadas quando há restrições locais.

O detalhe principal: como o PRA lida apenas com a margem residual, pequenas mudanças no excedente geram grandes oscilações de preço.

A redefinição da curva de demanda da MISO reprecificou a capacidade?

O leilão utilizava anteriormente uma curva de demanda vertical. Uma variação de um gigawatt na oferta podia mover o preço de quase zero até o teto do Custo de Nova Entrada (CONE). Não havia valores intermediários. A curva antiga pagava quase zero sempre que a oferta superava o Requisito de Margem de Reserva de Planejamento (PRMR), independentemente da margem ser pequena.

O resultado eram extremos. No ano de planejamento 2022-23, as zonas Norte/Central ficaram 1,2 GW abaixo do PRMR e atingiram o CONE. As zonas do Sul, em excedente, liquidaram quase a zero. O primeiro leilão sazonal (PY 2023-24) viu os preços despencarem para US$ 10-15/MW-dia à medida que o excedente do Norte/Central se recuperou. O ano de planejamento 2024-25 subiu para US$ 30/MW-dia no verão. A curva vertical não conseguia precificar a margem cada vez menor entre excedente e déficit.

A FERC aprovou uma Curva de Demanda Baseada em Confiabilidade (RBDC), inclinada para baixo, para o ano de planejamento 2025-26. A RBDC precifica cada MW de acordo com sua contribuição para a confiabilidade. Agora, uma oferta mais restrita resulta em preços proporcionalmente mais altos. O CONE para o ano de planejamento 2025-26 varia de US$ 321/MW-dia (LRZ 10) a US$ 373/MW-dia (LRZ 5). Esses valores são o teto em cada zona.

A RBDC também introduziu um mecanismo de saída. As entidades atendidas por carga (LSEs) que suprirem toda sua necessidade podem sair do PRA por três anos de planejamento consecutivos. Assim, o leilão agora se concentra na capacidade realmente não comprometida. Isso gera um sinal de preço mais claro.

Margens mais apertadas impulsionaram aumento de 22x no preço de verão

A escalada de preços acompanha a redução do excedente. Especificamente, três fatores impulsionaram a queda em 2025-26:

• 3,3 GW de geração térmica foram aposentados ou suspensos
• 4,9 GW de capacidade existente receberam acreditação menor sob o novo modelo de quatro estações
• Um aumento de 0,8 GW no requisito de margem de reserva de planejamento ampliou o déficit

Novas adições compensaram parcialmente essas perdas. Ainda assim, o excedente do sistema caiu 2,0 GW de um ano para o outro.

O aperto começou antes no nível zonal. Em especial, a Zona 5 (Missouri) atingiu o teto do CONE de US$ 719,81/MW-dia no ano de planejamento 2024-25. Um déficit local de 872 MW causou esse estouro. Esse estresse zonal antecipou a reprecificação em todo o sistema um ano depois.

A Organização dos Estados da MISO (OMS) projeta, em sua pesquisa de 2025, um excedente de 1,4 a 6,1 GW para o verão de 2026. Para o ano de planejamento 2027-28, a projeção mínima é negativa, em -1,4 GW. O crescimento da carga de 2,2% ao ano está superando as novas conexões. Centros de dados e reindustrialização impulsionam a demanda. Mais de 300 GW aguardam na fila em todas as tecnologias. Se essa tendência continuar, os preços elevados do PRA devem persistir pelo menos até o ano de planejamento 2027-28. A MISO criou uma fila rápida para gás natural e BESS para atender à demanda de centros de dados no curto prazo.

Como o valor se distribui entre estações e zonas?

O verão domina, concentrando 78% do valor anual de capacidade. O outono de 2025 foi diferente: Norte/Central em US$ 91,60/MW-dia e Sul em US$ 74,09/MW-dia. Foi a primeira vez que houve divisão de preços por sub-região desde a reformulação sazonal.

Essa divisão entre sub-regiões é relevante para a localização de baterias, mesmo que a diferença hoje seja pequena. Porém, pode aumentar se os padrões de aposentadoria no Sul divergirem.

O estudo de Expectativa de Perda de Carga (LOLE) do ano de planejamento 2026-27 da MISO sinaliza uma mudança sazonal. A margem de reserva de planejamento do inverno subiu para 18,9%. O verão manteve-se em 7,9%. Se o aperto no inverno continuar, o valor da capacidade pode migrar do verão para o inverno.

Como as baterias ganham receita de capacidade na MISO?

As baterias participam do PRA como Recursos de Armazenamento Elétrico (ESRs). A MISO lançou esse modelo de participação em 1º de setembro de 2022, conforme a Ordem 841 da FERC. A ordem exigiu que os ISOs criassem modelos específicos para armazenamento de energia.

A MISO atribui aos ESRs um crédito de capacidade padrão baseado na duração máxima de saída:

• Sistemas de duas horas: Nenhum valor oficial publicado pela MISO
• Sistemas de quatro horas: 95%
• Sistemas de oito horas: 95%

O crédito de 95% é aplicado igualmente para sistemas de quatro e oito horas. Duração além de quatro horas não agrega valor adicional de capacidade pela metodologia atual.

Com os preços de liquidação do ano de planejamento 2025-26, esse crédito rende cerca de US$ 75/kW-ano para as zonas Norte/Central (preço x dias x 0,95 de crédito, somando as quatro estações). Ainda assim, desenvolvedores devem considerar cenários em que os preços de verão retornem para US$ 200-300/MW-dia.

Como isso se compara a outros ISOs do leste?

Em comparação, outros ISOs atribuem créditos significativamente menores para baterias de quatro horas. O gráfico abaixo compara a acreditação entre PJM, NYISO e MISO.

Desenvolvedores que ingressam na MISO hoje consideram uma janela de dois anos antes desse ajuste. ​Além dos serviços ancilares e da arbitragem de energia, os pagamentos de capacidade podem fundamentar o investimento em BESS na MISO. O novo desenho da curva de demanda, aliado à escassez, faz com que o mercado de capacidade da MISO possa registrar preços mais altos do que leilões anteriores até a redefinição metodológica em PY 2028-2029.