​As rampas de preços no período da noite, especialmente durante a onda de calor de 14 a 17 de abril, impulsionaram a maior parte das diferenças entre os maiores e menores spreads do mês na ISO-NE. Em 17 de abril, os preços em tempo real ultrapassaram US$100/MWh das 17h às 20h, atingindo o pico de US$131/MWh às 19h. Durante todo o mês, os preços em tempo real no hub Interno da ISO-NE oscilaram entre -US$73/MWh e US$138/MWh.

O gás natural definiu a margem em todas as quatro noites de onda de calor, já que restrições limitaram a transmissão entre zonas.

No hub de referência da ISO-NE, abril registrou uma média no mercado do dia anterior de US$46,3/MWh e médias em tempo real de US$45,7/MWh. Ambos os mercados aumentaram mais de 10% em relação a abril de 2025. A diferença média de US$0,6/MWh entre os dois mercados subestima a volatilidade intradiária: em dias de evento, o preço em tempo real chegou a ficar US$28/MWh acima do dia anterior.

Os spreads de quatro horas no hub Interno tiveram média de US$178/MW-dia em tempo real e US$134/MW-dia no dia anterior, alta de 26% e 22% em relação ao ano anterior, respectivamente.

Principais destaques

• O spread de quatro horas em tempo real no Hub Interno teve média de US$178/MW-dia, aumento de 26% em relação ao ano anterior. Os spreads do dia anterior tiveram média de US$134/MW-dia, alta de 22%.
• A geração nuclear teve média de 1,7 GW em abril, queda de 33% em relação a 2,5 GW em 2025. O gás natural compensou essa redução, acrescentando cerca de 800 MW na média anual.
• Rampas noturnas de 14 a 17 de abril mantiveram os preços em tempo real acima de US$100/MWh por três dias consecutivos, com pico de US$131/MWh às 19h do dia 17.
• A Reserva Girante de 10 minutos (TMSR) ficou em US$13/MWh no dia anterior, enquanto o serviço de regulação teve média de US$5/MWh. Ambos são pequenos em relação ao spread TB4 de US$178/MW-dia em tempo real.

Rampas noturnas de 14 a 17 de abril definiram o valor do spread do mês

As médias diárias do dia anterior variaram de US$30/MWh a US$66/MWh ao longo de abril, mas quatro noites, de 14 a 17, registraram preços significativamente mais altos. O dia 14 atingiu US$108/MWh às 20h. Em 16 de abril, o preço passou de US$107/MWh das 17h às 18h. O dia 17 teve o maior período de preços elevados, mantendo-se acima de US$100/MWh por quatro horas consecutivas e chegando a US$131/MWh às 19h.

O dia 17 de abril também foi a segunda maior discrepância de previsão do mês no mercado do dia anterior. Em 1º de abril, o preço em tempo real ficou US$28/MWh acima do dia anterior e, em 17 de abril, os preços em tempo real superaram os do dia anterior por US$17/MWh.

Em 22 de abril foi registrado o maior preço horário do mês: US$138/MWh às 20h. A demanda subiu de 13,0 GW para 13,9 GW enquanto a energia solar caiu para quase zero.

O pico pode ser atribuído a restrições de reserva e cargas acima das previsões do dia anterior. As restrições nos gasodutos da Nova Inglaterra limitam o fornecimento intradiário de gás, reduzindo a capacidade de reserva quando a demanda aumenta além do esperado.

Os mercados do dia anterior não conseguem precificar com precisão as restrições intradiárias de gás com antecedência, e esse prêmio é totalmente capturado pelos operadores com despacho em tempo real.

Apenas duas horas tiveram preços negativos no mês, ambas em 3 de abril. A Sexta-feira Santa reduziu a carga comercial em cerca de 1,2 GW, enquanto a solar, com 556 MW, e o vento, com 613 MW, empurraram a carga líquida para cerca de 8 GW. Como resultado, os preços em tempo real caíram para -US$73/MWh.

Spreads máximos e mínimos aumentaram em todas as zonas da ISO-NE

Os spreads máximos e mínimos nos mercados do dia anterior e em tempo real subiram em todas as zonas em comparação a 2025.

No Hub Interno, o spread TB4 do dia anterior teve média de US$134/MW-dia, alta de 22%, enquanto o TB4 em tempo real teve média de US$178/MW-dia, alta de 26%.

Nordeste de Massachusetts e Vermont registraram aumentos de 26% nos spreads TB4 em tempo real. O Maine teve o maior spread TB4 em tempo real, com US$196/MW-dia, mas o menor crescimento anual, de 15%.

A interface Maine-New Hampshire ficou restrita em vários dias de abril, pressionando o preço do Maine no dia anterior em relação ao restante da Nova Inglaterra. Essa restrição é estrutural, ocorrendo mensalmente e, assim, deprimindo os preços no Maine, o que leva aos maiores spreads TB4 da região.

Parada de primavera da nuclear elevou o gás para 57% da matriz de abril

A geração nuclear teve média de 1,7 GW (17% da matriz), queda em relação a 2,5 GW (25%) em 2025. Esse déficit de 0,8 GW é consistente com a recarga de primavera dos reatores nucleares da Nova Inglaterra.

A geração a gás natural preencheu essa lacuna, respondendo por 57% da geração total (5,6 GW), contra 53% no ano anterior.

Produtos de reserva permaneceram secundários em relação à arbitragem em abril

A Reserva Girante de 10 minutos (TMSR) teve média de US$13/MWh no dia anterior, atingindo US$22/MWh em 22 de abril. A Reserva Não Girante de 10 minutos (TMNSR) teve média de US$8/MWh e a Reserva Operacional de 30 minutos (TMOR), US$7/MWh no dia anterior.

A capacidade de regulação teve média de US$5/MWh, enquanto os preços das reservas em tempo real ficaram próximos de zero na maior parte do mês. Nesses patamares, a arbitragem de energia a US$178/MW-dia segue sendo a principal fonte de receita para operadores de armazenamento.

Perspectivas

Este mês reforçou um padrão estrutural: spreads se ampliam em dias de evento, e esses dias nas estações de transição são motivados por condições de temperatura anormais durante paradas programadas.

A média de US$44/MWh do Maine segue como a zona mais barata no mercado do dia anterior, pressionada pela restrição da interface Maine-New Hampshire, que limitou o mercado repetidamente neste mês. Além disso, os amplos spreads TB4 do Maine representam o prêmio da zona para BESS despachável.

As receitas de baterias na ISO-NE continuarão sendo definidas por condições semelhantes à onda de calor, à medida que as temperaturas sobem durante o restante da primavera de 2026.