​Dezembro de 2025 consolidou as condições de receita observadas no início do ano, com preços elevados de Regulação, fortes sinais do mercado de capacidade e volatilidade de preços impulsionada pelo inverno, moldando as oportunidades para baterias no PJM.

Os spreads TB1 do Mercado em Tempo Real tiveram média de US$ 88/MW/dia, 61% maiores que em dezembro de 2024, enquanto os preços de Regulação ficaram em média em US$ 66/MW/h, quase o dobro dos níveis do último inverno. Em comparação com dezembro passado, o aumento dos custos de combustível elevou os preços base da energia, enquanto o clima mais frio que a média trouxe escassez mais frequente no Tempo Real.

Juntos, esses fatores proporcionaram oportunidades consistentes de negociação para baterias.

Uma bateria hipotética de 1 MW e 4 horas poderia ter gerado até US$ 28/kW-mês, acumulando valor entre arbitragem no Tempo Real, Regulação e mercados de capacidade.

Atualmente, as baterias no PJM ainda obtêm a maior parte de suas receitas com serviços ancilares, sendo Regulação e resposta de frequência as principais fontes de ganhos.

No entanto, baterias maiores e de maior duração que estão em fila de conexão estão cada vez mais focadas em receitas do mercado de capacidade, com a arbitragem de energia surgindo como potencial residual quando os serviços ancilares se saturam. Nesses casos, a volatilidade do inverno, custos de combustível mais altos e padrões de congestionamento desempenham um papel ainda maior nos retornos.

Leia o relatório do mês anterior aqui.

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Preços em Tempo Real foram mais voláteis que no Day-Ahead, criando maior oportunidade de arbitragem

O perfil intradiário de dezembro mostra uma divergência consistente entre os preços do Day-Ahead e do Tempo Real, mais visível durante os picos de aquecimento matinal e iluminação no início da noite.

O exemplo mais claro ocorreu entre 14 e 16 de dezembro, quando uma onda de frio no meio do mês no Atlântico Médio e Nordeste apertou as condições operacionais e acionou alertas de frio do PJM.

Os preços em Tempo Real dispararam, com intervalos de cinco minutos chegando perto de US$ 600/MWh, enquanto os preços do Day-Ahead permaneceram muito mais baixos.

Não foi um evento isolado.

Picos similares de preço em Tempo Real ocorreram em 8 de dezembro, com preços de cinco minutos atingindo US$ 400/MWh durante o ramp matinal.

Além de eventos pontuais, os perfis diários de preço do Tempo Real em dezembro de 2025 mostraram volatilidade superior a dezembro de 2024. Alguns dias apresentaram picos duplos de preço mais acentuados durante os ramps matinais e noturnos.

O mercado Day-Ahead subestimou consistentemente o risco dos ramps, deixando valor no Tempo Real.

Essas divergências de preço se traduziram diretamente em oportunidades de arbitragem.

Os spreads TB1 do Tempo Real tiveram média de US$ 88/MW/dia em dezembro, praticamente estáveis em relação aos US$ 89/MW/dia de novembro, mas 61% superiores aos US$ 55/MW/dia de dezembro de 2024.

Os spreads do Tempo Real superaram consistentemente as oportunidades do Day-Ahead ao longo do mês, com os spreads TB1 do Day-Ahead tendo média de US$ 65/MW/dia.

A demanda cresceu e os resultados de preço foram mais dispersos

Dezembro de 2025 registrou carga líquida 19% maior que novembro.

A carga líquida diária média subiu de 83 GW em novembro para 99 GW em dezembro, refletindo condições mais frias e aumento da demanda por aquecimento elétrico e iluminação.

Apesar da carga líquida mais alta, os preços em Tempo Real mantiveram-se em níveis similares aos de novembro, já que mais geradores retornaram de manutenções. Essa demanda extra foi atendida por mais capacidade térmica de gás e carvão.

Preços foram mais altos e mais voláteis que no último inverno

A comparação com dezembro de 2024 revela uma dinâmica diferente. Em níveis de carga semelhantes, os preços de dezembro de 2025 foram mais altos e muito mais dispersos. Isso reflete uma combinação de custos de combustível mais elevados e menor flexibilidade térmica no PJM.

A oportunidade de arbitragem em dezembro veio das frequentes divergências de preço intrahorárias. A carga maior elevou o piso dos preços, mas foi a maior amplitude dos resultados em Tempo Real que criou janelas de negociação recorrentes para baterias.

Esta é a segunda edição do relatório de benchmark de receitas para baterias no PJM da Modo Energy. Assinantes do Modo Energy Research podem continuar lendo para saber mais sobre:

• Como picos de Regulação durante ramp-hours criaram oportunidades excepcionais para baterias qualificadas
• Como custos de combustível mais altos elevaram os preços base da energia
• Onde padrões de congestionamento mudaram entre zonas em dezembro, criando oportunidades de arbitragem muito variadas para baterias em operação e planejadas

Custos de combustível elevaram o piso, não apenas os picos

Os preços entregues de gás e carvão subiram em relação ao último inverno, aumentando o custo marginal de geração no PJM.

O carvão Northern Appalachian teve média de US$ 62/tonelada em dezembro de 2025, alta de 27% em relação aos US$ 49/tonelada de dezembro passado.

Os preços do gás natural ficaram em média em US$ 3,8/MMBtu em dezembro de 2025, contra US$ 2,8/MMBtu em dezembro de 2024. Esse aumento de US$ 1/MMBtu se traduz em aproximadamente US$ 7-10/MWh de custo marginal adicional para turbinas a gás de ciclo combinado.