Os ramp-ups noturnos na segunda metade de maio, agravados por vários dias de clima extremo, definiram o mês de maio de 2026 na MISO.

Os preços em tempo real na zona de Indiana (LRZ6) atingiram o pico de US$ 484/MWh durante a hora das 18h em 27 de maio, mais de 14 vezes a média mensal em tempo real de Indiana de US$ 34/MWh. Nove horas ficaram acima de US$ 200/MWh entre 17 e 27 de maio, distribuídas entre ramp-ups noturnos e um pico incomum ao meio-dia em 18 de maio.

Os spreads TB4 se ampliaram em todas as zonas do norte, com Indiana alcançando US$ 237/MW-dia em tempo real. Esses spreads TB4 aumentaram 65% em relação ao ano anterior, enquanto a diferença norte-sul permaneceu estável.

Principais destaques

• Indiana (LRZ6) liderou os spreads top-bottom em tempo real com US$ 237/MW-dia, alta de 65% em relação ao ano anterior. As zonas do norte ficaram, em média, 39% acima da MISO Sul nos spreads TB4 do mercado do dia anterior.
• Os preços em tempo real atingiram o pico de US$ 484/MWh em 27 de maio, mas o valor do mês foi distribuído por várias noites, e não por um único evento de escassez.
• A geração solar saltou 55% em relação ao ano anterior, atingindo média de 6,1 GW e pico de 14,4 GW ao meio-dia. Novos projetos solares acentuaram o ramp-up noturno que impulsionou os preços elevados das noites de maio.
• A regulação no mercado do dia anterior ficou em média de US$ 18/MWh, cerca de sete vezes o valor da reserva girante do dia anterior, mantendo-se como o produto ancilar mais rentável para armazenamento na MISO.

Preços e spreads divididos entre norte e sul em maio na MISO

As zonas de Indiana (LRZ6) e Michigan Inferior (LRZ7) lideraram o mercado do dia anterior com energia próxima de US$ 34/MWh, enquanto o sul ficou abaixo disso. O Arkansas (LRZ8) foi liquidado a US$ 25/MWh, um desconto de US$ 8/MWh.

Essa diferença aumentou nos spreads top-bottom. As zonas do norte tiveram média de US$ 128/MW-dia nos spreads TB4, 39% acima da MISO Sul. Indiana liderou os spreads TB4 em tempo real com US$ 237/MW-dia (alta de 65%), com Minnesota (LRZ1) em US$ 220/MW-dia e Illinois (LRZ4) em US$ 218/MW-dia.

A MISO Sul teve poucos eventos de escassez em maio. O Arkansas permaneceu relativamente estável em US$ 117/MW-dia em tempo real, e o Mississippi (LRZ10) caiu para US$ 124/MW-dia.

A zona Louisiana/Texas (LRZ9) caiu para US$ 154/MW-dia, ante US$ 463/MW-dia em maio de 2025. Um evento de corte de carga em LRZ9, causado por congestionamento de transmissão, elevou a média de maio de 2025 da zona para mais de 300% acima das demais zonas do sul da MISO.

A diferença estrutural reflete a maior carga industrial e rotas de importação limitadas no norte, em contraste com o excedente de capacidade de gás na Costa do Golfo, ao sul. Uma bateria de 100 megawatts e quatro horas, operando nos spreads em tempo real, teria lucrado cerca de US$ 12.000/dia a mais em Indiana do que no Arkansas. Portanto, a escolha do local dentro da MISO supera quase todos os outros fatores de receita.

Onde o valor de maio realmente se concentrou?

Os meses de entressafra de primavera na MISO raramente geram escassez de oferta como os meses de inverno, e maio de 2026 não fugiu à regra. O valor se acumulou em um grupo de noites na segunda metade do mês, quando o clima de verão chegou mais cedo à MISO.

A hora de maior escassez ocorreu às 18h do dia 27 de maio, quando Indiana atingiu US$ 484/MWh em tempo real. O dia 19 de maio veio em seguida, com US$ 452/MWh às 20h.

O dia 18 de maio se destacou por um movimento diurno, com as horas do final da manhã ficando entre US$ 325 e US$ 429/MWh, pois a demanda aumentou mais rápido do que a energia solar conseguia suprir. Isso ocorreu devido às altas temperaturas e a fenômenos climáticos severos no Meio-Oeste, incluindo tempestades e tornados.

Ao todo, nove horas ultrapassaram US$ 200/MWh e vinte acima de US$ 100/MWh, concentradas entre 17 e 27 de maio. O mercado do dia anterior subestimou as horas mais agudas. Em 27 de maio, o dia anterior ficou em média de US$ 58/MWh, enquanto o tempo real atingiu US$ 85/MWh.

O armazenamento que manteve energia para o período noturno capturou essa diferença, enquanto as unidades já comprometidas perderam esse valor.

A matriz de oferta se deslocou ainda mais para gás e solar

O gás natural teve média de 21 GW em maio, alta de 8% em relação ao ano anterior. Esse aumento preencheu o espaço deixado pelas usinas a carvão envelhecidas, que caíram 12%, para 17,8 GW.

No entanto, a energia solar foi a que mais cresceu proporcionalmente. A geração solar teve média de 6,1 GW, ante 3,9 GW em maio de 2025, um salto de 55% que reflete um ano de adições em escala de utilidade. O vento subiu 15%, para 11,7 GW.

A energia solar atingiu pico de 14,4 GW ao meio-dia, e esse crescimento acentuou o ramp-up noturno. A carga líquida caiu para 49 GW no final da manhã, quando a solar atingiu o máximo, e subiu para 67 GW às 20h.

A frota de baterias da MISO esteve bem posicionada para aproveitar o perfil de carga impulsionado pela solar. O despacho médio atingiu seu ponto mínimo de carga de 350 megawatts no início da manhã e seu pico de descarga de 450 megawatts às 19h, exatamente durante a janela do ramp-up noturno.

Receitas de serviços ancilares em maio na MISO foram lideradas pela regulação

A regulação no mercado do dia anterior ficou em média de US$ 18/MWh, alta de 7% em relação ao ano anterior, permanecendo como o produto ancilar de maior valor na MISO.

A regulação em tempo real ficou em US$ 17/MWh, alta de 3%. No entanto, a reserva girante do dia anterior caiu 46%, para menos de US$ 3/MWh, e a reserva suplementar do dia anterior caiu 38%, para US$ 0,32/MWh.

A regulação ficou cerca de sete vezes acima da reserva girante do dia anterior em maio. A capacidade comprometida com reservas perdeu tanto o prêmio de regulação quanto os ramp-ups noturnos do final de maio.

Perspectiva de verão para BESS na MISO

O impressionante crescimento solar da MISO acentuou a curva de carga líquida diária a ponto de noites comuns na entressafra agora enfrentarem estresse à medida que a solar diminui. Assim, o agrupamento de noites com preços elevados entre 17 e 27 de maio pode se tornar a norma sazonal para a MISO.

As zonas do norte continuam a superar as zonas do sul da MISO. Os spreads em tempo real de quatro horas em Indiana, Illinois e Minnesota ficaram bem acima dos seus equivalentes ao sul. Os fatores estruturais por trás dessa diferença, restrições de transferência e margens de reserva mais apertadas no norte, não devem se resolver em breve.

Para operadores de armazenamento, maio reforça a importância de manter energia para o ramp-up noturno, escolha do local e a manutenção da regulação como produto dominante no portfólio ancilar da MISO.