A MISO exige que os geradores garantam a entrega de energia durante picos de demanda. Essa obrigação é comercializada por meio de um mercado de capacidade. As baterias podem vender essa capacidade.

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 foi liquidado 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 precificação tudo ou nada. Agora, a redução da folga resulta diretamente em preços mais altos.

Principais destaques

• O preço de liquidação do PRA de verão da MISO subiu 22 vezes ano a ano, de US$ 30/MW-dia em PY 2024-25 para US$ 666,50/MW-dia em PY 2025-26, elevando o preço anualizado para cerca de US$ 215/MW-dia.
• O excedente do sistema caiu 60% ao longo de três anos de planejamento (PY 2023-24 a 2025-26), de 6,5 GW para 2,6 GW, sendo que apenas em PY 2025-26, 3,3 GW de geração térmica foram aposentados ou suspensos.
• O verão concentra 78% do valor anual de capacidade, gerando risco de concentração de receita sazonal.
• Baterias de quatro horas recebem 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 no ano de planejamento 2028-29, e espera-se que reduza 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/Centro e Sul), com zonas individuais separadas quando restrições locais se aplicam.

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

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

Anteriormente, o leilão utilizava uma curva de demanda vertical. Uma variação de um gigawatt na oferta poderia mover o preço de quase zero até o teto do Custo de Nova Entrada (CONE). Não havia meio-termo. A curva antiga pagava quase zero sempre que a oferta excedia o Requisito de Margem de Reserva de Planejamento (PRMR), independentemente da folga.

O resultado eram extremos. No ano de planejamento 2022-23, as zonas Norte/Centro ficaram 1,2 GW abaixo do PRMR e atingiram o teto do CONE. As zonas do Sul, em excedente, liquidaram próximo de zero. O primeiro leilão sazonal (PY 2023-24) viu os preços caírem para US$ 10-15/MW-dia à medida que o excedente do Norte/Centro 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 conforme sua contribuição para a confiabilidade. Uma oferta mais restrita agora resulta em preços proporcionalmente maiores. 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 estabelecem o teto em cada zona.

A RBDC também introduziu um mecanismo de exclusão. Entidades de serviço de carga (LSEs) que autoatendem toda sua necessidade podem sair do PRA por três anos de planejamento consecutivos. Assim, o leilão agora se concentra em capacidade realmente não comprometida. Isso gera um sinal de preço mais claro.

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

A escalada dos preços acompanha a redução do excedente. Especificamente, três fatores impulsionaram a queda no ano de planejamento 2025-26:

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

Novas adições compensaram parcialmente essas perdas. Mesmo assim, o excedente do sistema caiu 2,0 GW em relação ao ano anterior.

O aperto começou antes em 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 provocou esse estouro. Esse estresse zonal antecipou a reprecificação em todo o sistema no ano seguinte.

A pesquisa de 2025 da Organização dos Estados da MISO (OMS) projeta um excedente de 1,4 a 6,1 GW para o verão de 2026. No ano de planejamento 2027-28, a projeção mais baixa se torna negativa em -1,4 GW. O crescimento da carga de 2,2% ao ano supera as novas conexões. Centros de dados e reindustrialização nos EUA impulsionam essa demanda. Mais de 300 GW estão na fila de projetos 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 projetos de gás natural e BESS para atender à demanda dos data centers no curto prazo.

Como o valor se distribui entre estações e zonas?

O verão domina, respondendo por 78% do valor anual de capacidade. O outono de 2025 se destacou: Norte/Centro a US$ 91,60/MW-dia, Sul a US$ 74,09/MW-dia. Foi a primeira divisão de preços por sub-região desde a reformulação sazonal.

A divisão por sub-região é relevante para a localização de baterias, mesmo que a diferença hoje seja pequena. No entanto, ela pode aumentar se os padrões de aposentadoria no Sul divergirem.

O estudo de Expectativa de Perda de Carga (LOLE) da MISO para o ano de planejamento 2026-27 sinaliza uma mudança sazonal. A margem de reserva de planejamento para o inverno subiu para 18,9%. No 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 geram 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, sob 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 entrega:

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

O crédito de 95% se aplica igualmente a sistemas de quatro e oito horas. Duração acima de quatro horas não agrega valor extra de capacidade na metodologia atual.

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

Como isso se compara a outros ISOs?

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 entram hoje na MISO estão precificando uma janela de dois anos antes dessa redefinição. ​Junto aos serviços ancilares e à arbitragem de energia, os pagamentos de capacidade podem ser a base de um investimento em BESS na MISO. O novo desenho da curva de demanda, aliado a condições de escassez, faz com que o mercado de capacidade da MISO possa liquidar preços mais altos que leilões anteriores até a redefinição metodológica prevista para PY 2028-2029.

Para mais informações sobre as pesquisas da Modo Energy sobre a MISO, entre em contato pelo e-mail william@modoenergy.com.