A Tempestade de Inverno Fern atingiu o MISO entre 23 e 26 de janeiro de 2026, trazendo algumas das temperaturas mais baixas em décadas para o Upper Midwest. Grand Rapids registrou -19°F em 24 de janeiro, Minneapolis chegou a -21°F em 23 de janeiro e Flint atingiu -24°F, apenas um grau acima do seu recorde histórico.

O MISO estava preparado para o pior, já que o sistema de transmissão se manteve estável e não houve corte de carga por falta de geração.

Os preços, porém, contaram uma história mais complexa: Minnesota viu os LMPs em tempo real dispararem para 5,3 vezes o nível histórico do P99—ou seja, os preços superaram em mais de cinco vezes o percentil 99 dos preços horários do ano anterior. Já a Louisiana, em contraste, mal ultrapassou o intervalo normal de inverno, chegando a 1,4x P99—um valor ainda relevante, mas bem menos extremo. A diversidade de combustíveis e restrições regionais de transmissão explicam essa diferença.

Principais pontos

• Os preços em tempo real de Minnesota chegaram a US$ 1.351/MWh, enquanto a Louisiana atingiu um pico de US$ 314/MWh. A diferença de 4x reflete gargalos de transmissão que impediram que a geração de menor custo chegasse a Minnesota.
• Gás e carvão forneceram 69% da geração. Unidades de pico menos eficientes operando com custos elevados de combustível contribuíram para o aumento dos preços nas regiões com restrições.
• As maiores oportunidades de captura para BESS foram no MISO Norte. O spread TB4 em tempo real de Minnesota atingiu US$ 2.873/MW-dia em 23 de janeiro, comparado a US$ 650-730/MW-dia no MISO Sul.
• Um BESS de 200 MW e 4 horas no Hub de Minnesota teria faturado aproximadamente US$ 2.875/MW-dia em 23 de janeiro—4,5x mais do que o mesmo ativo na Louisiana, a US$ 640/MW-dia.

Como a tempestade impactou a rede do MISO

O estresse chegou rapidamente e os mercados responderam em etapas:

• 23 de janeiro: A demanda superou as previsões em 3.100 MW. Os preços dispararam naquela noite—Minnesota chegou a US$ 1.247/MWh às 18h.
• 24 de janeiro: Os mercados de energia para o dia seguinte precificaram o estresse entre US$ 366-420/MWh. O vento variou de 2.900 MW durante a noite para 19.500 MW pela manhã. Usinas a gás absorveram a variabilidade.
• 26 de janeiro: Os mercados superestimaram. A demanda ficou 3.600 MW abaixo da previsão, pois os operadores apostaram em um frio persistente que não se confirmou.

Os mercados de energia para o dia seguinte tiveram dificuldade em precificar corretamente a divergência regional. O DA subestimou o Hub de Minnesota em US$ 894/MWh no pico, enquanto superestimou o Hub de Louisiana em US$ 712/MWh—um erro de previsão de US$ 1.600/MWh entre Norte e Sul.

Para operadores de BESS, esses spreads DA-RT representam oportunidades adicionais de captura além da simples arbitragem.

Preços divergiram em um fator de quatro entre Norte e Sul

A divergência de preços reflete a geografia única do MISO. A restrição Norte-Sul é contratual, não física.

Quando a Entergy entrou no MISO em 2013, havia apenas cerca de 1.000 MW de capacidade de transferência direta entre as regiões; o restante fluía pelos sistemas da SPP e TVA. Um acordo de 2016 limitou as transferências a 3.000 MW para o norte e 2.500 MW para o sul. Durante a Fern, a geração mais barata ficou presa enquanto os preços disparavam em outros lugares.

A média do LMP em tempo real de Minnesota durante a tempestade foi de US$ 206/MWh. Illinois teve média de US$ 118/MWh. A diferença de 75% se deve à congestão: Minnesota registrou congestionamento médio de +US$ 31/MWh, enquanto Illinois teve -US$ 42/MWh. Illinois pôde acessar fontes de geração mais baratas, enquanto Minnesota ficou atrás dos gargalos de transmissão.

Essa diferença é relevante para a localização de BESS. Uma bateria em Minnesota teria capturado o pico de US$ 1.351/MWh. O mesmo ativo na Louisiana teria visto US$ 314/MWh. O local determinou uma diferença de 4x na oportunidade máxima de receita.

Diversidade de combustíveis evitou repetição da Tempestade Uri

O principal fator da Tempestade Uri—que causou apagões em massa no Texas em 2021—foi a perda forçada de geração térmica por falta de combustível ou falhas nas usinas. Mais de 40% da capacidade de gás e carvão saiu do ar. A Fern foi diferente: o MISO reportou taxas de indisponibilidade forçada bem abaixo de 10%, uma fração das falhas da Uri.

Usinas a gás natural aumentaram sua produção de forma flexível, respondendo por 36% da geração total durante a tempestade. O carvão contribuiu com mais 33%. A nuclear manteve-se estável em 13%, garantindo estabilidade de base. A dependência da geração térmica, especialmente das unidades de pico a gás menos eficientes, contribuiu para os preços elevados nas regiões com restrições.

O vento foi volátil, mas positivo no saldo. A produção variou de 2.900 MW a 22.900 MW de uma hora para outra, pressionando a rede. Usinas a gás absorveram essa variabilidade, reduzindo a geração em 43% durante os picos de vento. A mistura de combustíveis funcionou porque era flexível.

Três aprendizados para BESS no MISO:

• Captura de tempestades é real, mas depende da localização. Minnesota ofereceu spreads TB4 de US$ 2.873/MW-dia, enquanto Mississippi ofereceu US$ 678. Mesma tempestade, mesmo fim de semana, 4x de diferença nos retornos.
• Melhorias na rede reduziram os extremos. Na Uri, Minnesota teve spreads TB4 acima de US$ 10.000/MWh. Na Fern, foram US$ 2.873. Medidas de climatização e contratos de combustível desde 2021 reduziram picos extremos. Não projete esperando uma nova Uri.
• Padrões de congestão são previsíveis. O congestionamento médio de +US$ 31/MWh em Minnesota, contra -US$ 42/MWh em Illinois, reflete uma topologia de transmissão que se mantém em eventos de estresse. Escolha o local de acordo.

BESS foi feito para esse tipo de volatilidade.

Diferente das usinas a gás, que enfrentam riscos de entrega de combustível e custos elevados de commodities durante períodos de estresse no inverno, baterias respondem em segundos, não em minutos. Em larga escala, a descarga de BESS durante horas de escassez reduziria os próprios spreads, capturando valor e diminuindo os custos do sistema.