Os preços de energia do ISO-NE subiram em maio de 2026 em relação ao ano anterior, com os ganhos concentrados no pico da noite. Os preços em tempo real no Internal Hub ficaram em média em $49/MWh, acima dos $33 de maio de 2025. Os preços do mercado do dia anterior ficaram em média em $46/MWh, acima dos $35.

O valor de arbitragem das baterias aumentou junto com os preços. Os spreads top-bottom (TB) de quatro horas no Internal Hub ficaram em média em $214/MW-dia em tempo real, 85% acima do registrado em maio anterior. O destaque do mês foi um mercado noturno mais apertado e uma diferença maior entre os preços do meio-dia e da noite.

A demanda permaneceu moderada na maior parte do mês, com média de 10,8 GW, mas uma onda de calor entre 18 e 20 de maio elevou a demanda para um pico mensal de 18,9 GW. Esse aumento apertou temporariamente o sistema e impulsionou os preços mais altos do mês.

Principais destaques

• Os preços em tempo real no Internal Hub ficaram em média em $49/MWh, acima dos $33 do ano anterior. Os preços do dia anterior ficaram em média em $46/MWh.
• Os ganhos se concentraram no período da noite, e não de forma generalizada. Os preços em tempo real ficaram em média em $40/MWh ao meio-dia e $67 às 19h, ampliando a faixa intradiária capturada pelas baterias.
• Os spreads TB de quatro horas em tempo real ficaram em média em $214/MW-dia, um aumento de 85% em relação ao ano anterior. Os spreads de maio estão mais alinhados com os $177 de abril, mas abaixo do pico de inverno de $491 em janeiro impulsionado pelo clima.
• Maine teve os spreads em tempo real de quatro horas mais amplos, com $263/MW-dia, enquanto Connecticut registrou os mais estreitos, com $204. Maine também teve os menores preços médios de energia.
• A geração nuclear retornou após reabastecimento e a geração eólica cresceu 70% em relação a 2025, com a entrada de nova capacidade offshore, atingindo taxa de captura de 103%.

Preços em tempo real ficaram em média em $49/MWh, com ganhos concentrados no pico da noite

Os preços em tempo real no Internal Hub ficaram em média em $49/MWh em maio de 2026, acima dos $33 de maio de 2025. Os preços do mercado do dia anterior ficaram em média em $46/MWh, acima dos $35.

O aumento não foi generalizado ao longo de todas as horas. Os preços por hora em tempo real se mantiveram em $40/MWh ao meio-dia, atingindo o pico de $67/MWh às 19h, quando a produção solar caiu e a demanda aumentou no período da noite. A carga média de pico subiu apenas 4%, para 13,6 GW. Os ganhos refletem a restrição no período noturno e não um crescimento da carga, sendo o aumento da faixa intradiária o principal fator para os spreads maiores.

Os preços também variaram por zona. Maine teve o menor preço, com $38/MWh no dia anterior. Southeast Massachusetts e a zona de Boston registraram os preços mais altos, com $46,5/MWh.

Gás forneceu 46% da geração enquanto nuclear retornou do reabastecimento

O gás natural forneceu em média 4,4 GW, ou 46% da geração regional. Esse valor ficou abaixo dos 5,2 GW de maio de 2025.

A produção nuclear se recuperou ao longo do mês. Seabrook e Millstone retornaram das paradas de reabastecimento de primavera, elevando a geração nuclear de cerca de 1,2 GW em 1º de maio para cerca de 3,0 GW em 31 de maio. A média mensal foi de 2,6 GW.

Geração eólica subiu 70% para 503 GWh e capturou 103% do preço médio

A produção eólica totalizou 503 GWh em maio de 2026, acima dos 297 GWh do ano anterior. O aumento acompanha a nova capacidade offshore, com a Vineyard Wind instalando suas últimas pás em março de 2026.

A taxa de captura da energia eólica atingiu 103%, acima dos 97% em maio de 2025, mesmo com o grande aumento de geração. Um aumento na geração pode canibalizar seus próprios horários e reduzir a taxa de captura para menos de 100%. O vento do ISO-NE evitou isso pois seu perfil é oposto ao da solar. Ao meio-dia, quando a solar domina o mercado e os preços caem, a eólica ficou em média em 554 MW. Do final da tarde até a madrugada, quando os preços sobem, a geração eólica ficou em média em 754 MW. Esse perfil, e não apenas o volume, manteve a taxa de captura acima de 100%. Com 6% do suprimento, a eólica ainda é pequena para influenciar o pico da noite, permitindo que uma taxa de captura acima da média e preços do sistema em alta coexistam.

Spreads de quatro horas em tempo real ficaram em média em $214/MW-dia, com maior amplitude em Maine

Os spreads TB de quatro horas em tempo real no Internal Hub ficaram em média em $214/MW-dia, alta de 85% em relação a maio de 2025. Os spreads de quatro horas no dia anterior ficaram em média em $117/MW-dia, alta de 31%.

Esse valor é forte em relação ao ano anterior, mas reflete as menores oportunidades da primavera na Nova Inglaterra em comparação ao inverno. Está acima dos $177/MW-dia de abril, mas bem abaixo dos picos de inverno, como os $491 de janeiro de 2026 e os $404/MW-dia de fevereiro.

Os spreads variaram pela região, com um claro gradiente norte-sul. Maine registrou os spreads em tempo real de quatro horas mais amplos, com $263/MW-dia. Connecticut teve os mais estreitos, com $204. O mercado do dia anterior seguiu a mesma ordem: Maine com $138/MW-dia, Connecticut com $110. A restrição de transmissão norte-sul mantém o excesso de oferta em Maine, pressionando seus preços para baixo em relação ao restante do ISO-NE. As importações de 1.200 MW de Hydro-Québec pelo NECEC, energizadas em janeiro de 2026, aumentam esse excedente, aprofundando os preços baixos em Maine e ampliando o spread top-bottom mesmo com preços médios baixos.

Serviços ancilares continuam segmento pequeno, dominado por baterias

A arbitragem foi o principal fator de valor, e os serviços ancilares contribuíram apenas marginalmente para o armazenamento. Em maio, as reservas do mercado do dia anterior ficaram em $11/MWh para reserva girante de dez minutos e $7 para produtos mais lentos. A capacidade de regulação ficou em $7,5/MWh.

Essas médias mensais escondem um pico acentuado. Em 19 de maio, uma onda de calor elevou a demanda e as reservas do dia anterior chegaram a $40/MWh, enquanto a capacidade de regulação atingiu $23. O pico de carga foi de 18,8 GW em 19 de maio e 18,9 GW em 20 de maio, bem acima do pico típico do mês, de 13,6 GW. A energia do dia anterior atingiu $88/MWh no mesmo dia, o máximo do mês. Os preços de energia e reserva subiram juntos, então esse pico reflete escassez sistêmica e não algo específico do mercado de reservas.

As baterias dominam esse mercado, detendo 84% da capacidade de regulação aprovada no ISO-NE. A regulação é um mercado pequeno, porém, e as baterias são menos dominantes nos produtos de reserva maiores.

O que maio sinaliza para as baterias do ISO-NE

Maio é um mês de transição para a Nova Inglaterra. Os spreads aumentaram em relação ao ano anterior, mas ficaram bem abaixo do pico de $491 em janeiro, e o principal valor veio de um período quente, entre 18 e 20 de maio. O ISO-NE remunera melhor as baterias quando o aquecimento de inverno e o resfriamento de verão pressionam o sistema.

A geração nuclear voltou ao pleno funcionamento antes da demanda de resfriamento do verão, que, segundo a projeção de carga do ISO-NE para 2046, deve continuar crescendo. Picos de verão mais altos e aumento da geração renovável devem impulsionar a volatilidade intradiária, elevando os retornos das baterias.