Sinais de estresse vindos da rede: o que revela o leilão de capacidade 2025/26 da MISO

Com os preços disparando e as margens se estreitando, a região do Midcontinent tem uma prévia dos riscos de confiabilidade que estão por vir.

Em abril de 2025, o Midcontinent Independent System Operator (MISO) divulgou os resultados de seu leilão de capacidade para o próximo ano de planejamento, 2025/26. Os números eram inequívocos: os preços de capacidade de verão haviam disparado a máximas recordes, expondo um sistema sob pressão crescente.

Para profissionais de energia e planejadores de sistema, os resultados apontam para mais do que um ciclo de leilão volátil. Eles revelam pressões estruturais mais profundas sobre a adequação de recursos e destacam a divergência crescente entre as metas de descarbonização de longo prazo e as necessidades de confiabilidade de curto prazo.

Um salto no preço da capacidade e o que ele significa

O preço de capacidade de verão da MISO fechou em US$ 666,50 por megawatt-dia, um aumento impressionante em relação aos US$ 30 por MW-dia registrados apenas um ano antes. Esse salto ocorreu mesmo com a MISO implementando um novo desenho de mercado destinado a reduzir a volatilidade dos preços. O fato de ele não ter contido a alta evidencia o quanto o equilíbrio entre oferta e demanda se estreitou.

O salto reflete uma queda significativa na capacidade credenciada excedente. Embora o sistema tenha mantido uma margem de reserva estreita — pouco mais de 10 por cento na região Norte/Centro e 8,7 por cento no Sul —, ele agora opera com bem menos folga do que em anos anteriores. Essas margens estão acima da margem de reserva de planejamento de verão exigida, de 7,9 por cento, mas não com conforto.

O que está por trás do aperto?

À primeira vista, os números brutos podem não parecer alarmantes. A MISO acrescentou mais de 5 gigawatts de nova capacidade credenciada para 2025/26, além de 1,2 gigawatt em melhorias de unidades existentes. Mas esses ganhos foram anulados por uma onda comparável de perdas: quase 5 gigawatts em descredenciamentos, 3,3 gigawatts em suspensões e desativações de usinas e quase 1 gigawatt em importações reduzidas.

O resultado líquido é uma região parada em termos de capacidade — mesmo com os perfis de demanda continuando a subir e a matriz energética se tornando mais variável. O verão, em particular, virou um ponto crítico. Enquanto os preços de fechamento de inverno permaneceram modestos e os de primavera e outono moderados, o leilão de verão se destacou como um indicador isolado de estresse.

Um novo desenho de mercado encontra velhas restrições

O leilão deste ano marcou a primeira aplicação da Reliability-Based Demand Curve (RBDC) da MISO, uma reforma há muito planejada com o objetivo de criar um mercado de capacidade mais estável e economicamente eficiente. Diferentemente dos leilões anteriores, que usavam uma exigência fixa de capacidade, a RBDC introduz uma curva de demanda descendente que reflete o valor marginal decrescente da capacidade além da meta de confiabilidade.

A teoria é sólida: sob a RBDC, os preços deveriam permanecer mais estáveis em anos de excedente e subir gradualmente em condições mais apertadas. Mas o resultado deste leilão sugere que, mesmo com uma mecânica de preços mais bem desenhada, os fundamentos do mercado podem se sobrepor à teoria. Quando a capacidade despachável e credenciada é escassa na estação de maior risco, os preços sobem — e de forma acentuada.

Implicações em todo o setor elétrico

Para os geradores, sobretudo os de capacidade firme e disponibilidade no verão, o leilão representa uma oportunidade substancial de receita. Turbinas bicombustível, unidades a gás de partida rápida e armazenamento despachável com duração suficiente se beneficiarão desses preços altos. Mas seu desempenho também ficará sob escrutínio maior. Preços altos trazem expectativas maiores — e consequências potencialmente mais duras pela não entrega.

Para as concessionárias, especialmente as que enfrentam crescimento da carga e infraestrutura envelhecida, a mensagem é clara: a confiabilidade está ficando mais cara. Os custos de capacidade passarão a ocupar uma fatia maior dos orçamentos de planejamento de recursos, e quem não garantir recursos firmes com antecedência poderá ficar exposto em anos de planejamento futuros.

Para os formuladores de políticas, o leilão é um lembrete contundente de que a física da rede não cede à ambição. Políticas que incentivam a desativação rápida da capacidade térmica e a adição agressiva de renováveis precisam ser acompanhadas de investimento real em reserva, balanceamento e armazenamento de longa duração. Caso contrário, o mercado precificará o risco — e o cliente pagará por ele.

O significado maior por trás de US$ 666,50/MW-dia

Os mercados não geram energia, mas revelam prioridades. O preço de fechamento no leilão de verão 2025/26 da MISO não foi apenas um sinal de condições apertadas — foi uma previsão dos desafios operacionais que estão por vir.

Sem adições relevantes em recursos despacháveis ou de longa duração, a região do Midcontinent pode ver picos de preço mais frequentes, maior dependência de medidas de emergência e preocupação crescente tanto de reguladores quanto de consumidores.

Isto ainda não é uma crise. Mas é um aviso. Um sistema que opera tão perto de seu limiar de reserva não tem muita margem para erro. Um único evento climático extremo, um gargalo de transmissão ou uma falha inesperada de unidade poderia esgotar rapidamente as reservas disponíveis.

Considerações finais

O leilão de capacidade 2025/26 da MISO não refletiu apenas tendências de curto prazo — expôs pressões sistêmicas que definirão a década à frente. À medida que os perfis de carga evoluem, as desativações térmicas se aceleram e a implantação de energia limpa supera o investimento em capacidade firme, o equilíbrio se torna mais precário.

O mercado está cumprindo seu papel ao enviar sinais de preço claros. A questão agora é se planejadores, desenvolvedores e formuladores de políticas vão responder a tempo — ou esperar até que esses sinais se tornem consequências.

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