​O potencial de receita combinado para sistemas BESS de quatro horas no MISO atingiu US$ 60/kW-mês no Indiana Hub em fevereiro, impulsionado por uma onda de frio de dois dias que elevou os preços em tempo real acima de US$ 1.100/MWh. Os hubs do norte registraram médias acima de US$ 50/MWh no mercado do dia anterior, enquanto os hubs do sul permaneceram na faixa dos US$ 30 baixos. A partir de 10 de fevereiro, os preços do dia anterior nos hubs do norte caíram para US$ 30–45/MWh.

Neste relatório, a Modo Energy analisa os preços no atacado do MISO, spreads de arbitragem de BESS, mix de geração e tendências de serviços ancilares para fevereiro de 2026.

Principais destaques

• Os hubs de Michigan e Indiana registraram médias acima de US$ 50/MWh no mercado do dia anterior, enquanto Arkansas e Texas ficaram abaixo de US$ 34/MWh.
• Os spreads TB4 em tempo real de quatro horas superaram os do dia anterior em 148%, beneficiando operadores com exposição ao mercado intradiário.
• A geração eólica caiu 4,6% em relação ao ano anterior e perdeu as horas de maior preço, reduzindo a taxa de captura para 91,2%. Mesmo assim, preços mais altos do sistema elevaram as receitas absolutas da eólica em 23,6%.
• Os preços do gás natural oscilaram de US$ 2,98 a US$ 6,88/MMBtu, elevando as taxas de calor implícitas acima de 27 MMBtu/MWh durante o evento de frio. A escassez, e não o custo do combustível, determinou os preços no atacado.
• O BESS foi carregado durante o excedente solar do meio-dia e descarregado no pico da noite, demonstrando o ciclo de arbitragem que tende a se intensificar se a capacidade solar crescer no verão.

MISO Norte teve prêmio de US$ 20/MWh sobre o Sul após a onda de frio do início de fevereiro

Em 1 e 2 de fevereiro, a Tempestade de Inverno Fern aumentou a demanda por aquecimento no Meio-Oeste, enquanto as paradas forçadas de geradores térmicos chegaram a 11.000–13.300 MW. Os preços em tempo real no Indiana Hub, referência do sistema, ultrapassaram US$ 1.100/MWh. Um pico no final do mês, em 26 de fevereiro, elevou brevemente os preços, mas, após 10 de fevereiro, as médias do dia anterior ficaram entre US$ 30–45/MWh.

Médias do mês inteiro por hub (mercado do dia anterior):

• Michigan Hub: US$ 51,84/MWh (maior)
• Indiana Hub: US$ 51,55/MWh
• Texas Hub: US$ 33,48/MWh
• Arkansas Hub: US$ 31,07/MWh

A diferença norte-sul de US$ 20/MWh reflete restrições de transmissão que concentraram os preços da onda de frio no Meio-Oeste. Indiana e Michigan ofereceram os melhores sinais de arbitragem para BESS; os hubs do sul tiveram ação de preços mais contida ao longo do mês.

A matriz de geração do MISO definiu a janela de arbitragem com gás e carvão acompanhando a geração solar

Gás e carvão forneceram a maior parte da geração do MISO, com as usinas a gás aumentando rapidamente nos picos da manhã e da noite. A nuclear operou de forma estável como carga básica. O vento contribuiu mais durante a noite; a solar abriu um vale no consumo líquido ao meio-dia, definindo o momento de carga do BESS.

Henry Hub gás natural variou de US$ 2,98/MMBtu em 18 de fevereiro a US$ 6,88/MMBtu em 4 de fevereiro. Essa variação de US$ 3,90/MMBtu ampliou a diferença entre as horas em que o gás estava na margem e os períodos de menor demanda, expandindo diretamente a janela de arbitragem do BESS.

Em 2 de fevereiro, a taxa de calor implícita no dia anterior atingiu 27,6 MMBtu/MWh — preço de escassez bem acima dos custos marginais do gás. No meio do mês, as taxas de calor caíram para 9–11 MMBtu/MWh. Quando as taxas de calor superaram 20 MMBtu/MWh, os preços do dia anterior no Indiana Hub ficaram acima de US$ 100/MWh, enquanto os períodos de baixa demanda se mantiveram próximos de US$ 30/MWh, gerando os amplos spreads capturados pelo BESS. À medida que as taxas de calor normalizaram, os preços de pico e fora de pico convergiram e a janela de arbitragem se reduziu.

Spreads BESS em tempo real de quatro horas no Indiana Hub dobraram em relação ao ano anterior

As médias do dia anterior refletem 24 dias de negociação (dados do mercado do dia anterior indisponíveis para 9, 20, 21 e 22 de fevereiro). As médias em tempo real consideram os mesmos 24 dias para garantir comparabilidade.

A Tempestade de Inverno Fern foi a principal responsável por esse desempenho superior. Os preços do dia anterior ficaram cerca de US$ 80/MWh abaixo dos preços em tempo real em 1 e 2 de fevereiro, com preços em tempo real ao meio-dia entre US$ 27–30/MWh e picos noturnos médios de US$ 90/MWh na hora 17.

Indiana e Michigan apresentaram os maiores spreads. No Illinois Hub, os spreads de quatro horas do dia anterior atingiram US$ 144/MW-dia (+10,7% ano a ano); Arkansas caiu 30,6% para US$ 85/MW-dia. O spread de quatro horas do dia anterior no Indiana Hub superou o do Arkansas Hub em 109%.

Os spreads de quatro horas em tempo real no Indiana Hub superaram os do dia anterior em 148%. Operadores com exposição em tempo real capturaram quase 2,5 vezes a receita disponível apenas com o agendamento do dia anterior.

Taxa de captura eólica caiu 5,7 pontos ao perder horas de maior preço

A taxa de captura da eólica caiu para 91,2%, uma redução de 5,7 pontos percentuais em relação aos 96,9% do ano anterior. Os preços ponderados pela geração ficaram em média US$ 53,33/MWh, contra o preço médio do sistema de US$ 58,46/MWh.

Os picos de preço em 1 e 2 de fevereiro ocorreram quando a geração eólica estava bem abaixo da média horária. Como essas horas tiveram peso significativo na média mensal, até mesmo uma pequena subgeração reduziu a taxa de captura. A geração total da eólica caiu 4,6% em relação ao ano anterior, para 8.839 GWh, reduzindo a participação da fonte no mix exatamente nas horas de maior preço.

O preço ponderado da geração eólica de US$ 53,33/MWh ainda superou os US$ 43,16/MWh de fevereiro passado em 23,6%. Preços mais altos no sistema elevaram as receitas absolutas, mesmo com a queda da taxa de captura.

Excedente solar ao meio-dia e rampa noturna definiram o ciclo de arbitragem BESS

A carga líquida variou de aproximadamente 53.000 MW na hora 14 a 69.300 MW na hora 18. A diferença de 16,3 GW entre o meio-dia e a noite define a janela de arbitragem.

O excedente solar puxou os preços em tempo real do meio-dia para as mínimas diárias (US$ 27–30/MWh, horas 12–15). As baterias foram carregadas nessas horas, absorvendo em média 245 MW na hora 13 (fonte: dados de geração em tempo real do MISO para ativos BESS registrados), e descarregadas em 335 MW no pico noturno (hora 17), quando gás e carvão aumentam para atender à demanda pós-solar.

A dispersão dos preços horários em relação à demanda do sistema se separa em dois regimes: um agrupamento no início de fevereiro acima de US$ 100/MWh com demanda moderada, e um pós-evento abaixo de US$ 60/MWh para demanda semelhante. A temperatura, e não apenas a carga, determinou o preço durante o evento de frio.

Regulação disparou para US$ 94/MWh nos dias frios do MISO

A regulação no mercado do dia anterior teve média de US$ 17,45/MWh em fevereiro; no tempo real, a média foi de US$ 22,11/MWh. Em 2 de fevereiro, a regulação em tempo real atingiu US$ 94,48/MWh. A co-otimização amplificou esse pico: quando os preços de energia sobem, os custos de oportunidade elevam o valor da regulação.

A Spin Reserve do dia anterior teve média de US$ 2,63/MWh e, no tempo real, de US$ 4,13/MWh — valores marginais comparados aos US$ 444/MW-dia obtidos com arbitragem de energia em tempo real de quatro horas.

A regulação cresceu estruturalmente. Após o MISO elevar a contratação de regulação para 600 MW e triplicar o valor da energia não atendida (VOLL) para US$ 10.000/MWh, o preço de penalidade para energia não suprida, a regulação do dia anterior subiu de US$ 10,91/MWh em 2023 para US$ 17,34/MWh em 2025, com início de 2026 em média de US$ 23,59/MWh. À medida que os spreads de energia se estreitam na primavera, a participação da regulação na receita do BESS tende a crescer, pois os spreads comprimem mais rápido do que os preços de regulação caem.

Perspectivas para o MISO

A Tempestade de Inverno Fern gerou oportunidades excepcionais para BESS no MISO pelo segundo mês consecutivo, especialmente nos hubs de Indiana e Michigan. O dado mais relevante é o aumento do gap entre mercado do dia anterior e tempo real: spreads de quatro horas em tempo real no Indiana Hub superaram o dia anterior em 148%.

Com a redução da demanda por aquecimento na primavera, o vale solar do meio-dia substituirá as ondas de frio como principal motor dos spreads.