O potencial de receita combinado para 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 ficaram acima de US$ 50/MWh no mercado do dia anterior, enquanto os hubs do sul permaneceram na faixa dos US$ 30. A partir de 10 de fevereiro, os preços do dia anterior nos hubs do norte caíram para US$ 30–45/MWh.

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

Principais destaques

• Os hubs de Michigan e Indiana ficaram 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 o dia anterior em 148%, beneficiando operadores expostos 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 a receita absoluta 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 em relação ao Sul após onda de frio no início de fevereiro

Em 1 e 2 de fevereiro, a Tempestade de Inverno Fern aumentou a demanda de aquecimento no Meio-Oeste, enquanto as paradas forçadas de termelétricas 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 no geral o dia anterior ficou entre US$ 30–45/MWh a partir de 10 de fevereiro.

Médias do mês inteiro por hub no 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 apresentaram os melhores sinais de arbitragem para BESS; hubs do sul tiveram pouca volatilidade de preços durante o mês.

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

Gás e carvão forneceram a maior parte da geração do MISO, com usinas a gás aumentando rapidamente nos picos da manhã e da noite. A nuclear operou de forma estável como base. A eólica contribuiu principalmente durante a madrugada; a solar criou um vale no carregamento líquido do sistema ao meio-dia, definindo o momento de carga do BESS.

O gás natural do Henry Hub 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 as de menor demanda, expandindo diretamente a janela de arbitragem para BESS.

Em 2 de fevereiro, a taxa de calor implícita do dia anterior atingiu 27,6 MMBtu/MWh — preço de escassez bem acima do custo marginal do gás. No meio do mês, as taxas caíram para 9–11 MMBtu/MWh. Quando as taxas ultrapassaram 20 MMBtu/MWh, os preços do dia anterior no Indiana Hub ficaram acima de US$ 100/MWh, enquanto o período fora de pico ficou perto de US$ 30/MWh, produzindo spreads amplos capturados por BESS. Com a normalização das taxas, 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 consideram 24 dias de negociação (dados do mercado do dia anterior indisponíveis em 9, 20, 21 e 22 de fevereiro). As médias em tempo real foram ajustadas para os mesmos 24 dias para comparação.

A Tempestade de Inverno Fern foi responsável pela maior parte desse desempenho superior. Os preços do dia anterior ficaram cerca de US$ 80/MWh abaixo do tempo real em 1 e 2 de fevereiro, com preços em tempo real ao meio-dia de US$ 27–30/MWh e picos noturnos em média de US$ 90/MWh na hora 17.

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

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

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

A taxa de captura da eólica caiu para 91,2%, queda de 5,7 pontos percentuais em relação a 96,9% um ano antes. Os preços ponderados pela geração ficaram em 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 representaram uma parcela significativa da média mensal, mesmo uma leve subgeração reduziu a taxa de captura. A geração eólica total caiu 4,6% ano a ano para 8.839 GWh, diminuindo a participação da fonte nos momentos 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 em todo o sistema aumentaram a receita absoluta, mesmo com a queda na taxa de captura.

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

A carga líquida variou de aproximadamente 53.000 MW na hora 14 para 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 levou os preços em tempo real do meio-dia aos menores valores do dia (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 descarregaram 335 MW no pico da noite (hora 17), quando gás e carvão aumentaram para atender à demanda após o pôr do sol.

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

Regulação chegou a US$ 94/MWh durante os dias frios do MISO

A regulação no dia anterior ficou em média em 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 o pico: quando os preços da energia disparam, o custo de oportunidade eleva o preço da regulação.

A Reserva Girante no dia anterior ficou em US$ 2,63/MWh e em tempo real, US$ 4,13/MWh — valores marginais frente aos US$ 444/MW-dia da arbitragem energética de quatro horas em tempo real.

A regulação cresceu estruturalmente. Após o MISO elevar a contratação de regulação para 600 MW e triplicar o valor da carga não atendida (VOLL), a penalidade por energia não suprida, para US$ 10.000/MWh, 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 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 que a queda dos preços de regulação.

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 destaque mais relevante é o aumento da diferença entre o dia anterior e o tempo real: os spreads de quatro horas em tempo real no Indiana Hub superaram o dia anterior em 148%.

Com a queda da demanda de aquecimento na primavera, o vale solar do meio-dia substituirá as ondas de frio como principal fator de spread.