​Os spreads top-bottom (TB4) de quatro horas em tempo real no Internal Hub da ISO-NE caíram 37% em junho na comparação anual, de US$310/MW-dia em junho de 2025 para US$197/MW-dia. Os spreads do mercado de pré-operação recuaram para US$144/MW-dia, ante US$185/MW-dia.

Não houve escassez: o maior preço em tempo real de junho de 2026 foi US$307/MWh, menos de um terço do pico de US$1.110/MWh do ano anterior. Os preços mantiveram um pico noturno moderado, em vez da escassez concentrada de 2025, então os spreads capturados por baterias se comprimiram em todas as zonas da ISO-NE.

Principais destaques

• O spread TB4 em tempo real do Internal Hub caiu cerca de um terço em relação ao ano anterior, para US$197/MW-dia, ante US$310/MW-dia em junho de 2025. O spread de pré-operação recuou para US$144/MW-dia, ante US$185/MW-dia, queda de 22%.
• O principal fator foi um mês de preços mais calmos: junho de 2026 atingiu no máximo US$307/MWh, menos de um terço do pico de US$1.110/MWh de junho de 2025.
• Maine liderou todos os spreads TB4 em tempo real, com US$209/MW-dia, sendo a única zona acima de US$200/MW-dia.
• O gás natural ditou o ritmo com média de 6,5 GW, enquanto a energia nuclear ficou estável em 3 GW. Solar (0,3 GW) e eólica (0,5 GW) permaneceram pequenas e a geração a óleo foi 25% do nível de junho de 2025.
• As reservas de pré-operação foram negociadas de forma estável, próximas de US$9/MW-dia nos três produtos. O único pico em serviços ancilares foi na regulação em tempo real, um produto separado, que atingiu US$81/MWh em 11 de junho.

Spreads TB4 em tempo real caíram cerca de um terço com o fim da escassez na ISO-NE

No Internal Hub, o spread TB4 em tempo real ficou em média em US$197/MW-dia em junho de 2026, queda de 37% em relação aos US$310/MW-dia do ano anterior. O spread TB4 de pré-operação recuou para US$144/MW-dia, ante US$185/MW-dia, queda de 22%. O motivo foi a ausência de uma grande hora de escassez. Os spreads nesse mercado são influenciados por restrições internas de transmissão e pela dependência da hidrelétrica canadense.

Junho de 2025 teve uma hora em tempo real de US$1.110/MWh que ampliou bastante o spread. Junho de 2026 atingiu no máximo US$307/MWh, então o topo do spread recuou enquanto o piso noturno pouco mudou. A base de 2025 também foi mais quente: aquela hora de US$1.110/MWh ocorreu em junho mais quente, então a queda ano a ano reflete em parte uma base de comparação elevada, não apenas condições mais brandas em 2026.

O evento de calor em meados de junho foi o destaque do mês

Um evento de calor na Costa Leste no início do verão, entre 10 e 12 de junho, foi o único período que elevou significativamente preços e demanda na ISO-NE. A demanda instantânea do sistema atingiu 22 GW (a média horária chegou a 17 GW), bem abaixo do recorde histórico da ISO-NE de 28 GW (agosto de 2006). Os preços em tempo real subiram com a demanda, atingindo o pico em 11 de junho, com preço médio de US$112/MWh.

No fim de junho houve um segundo evento de calor, mas com pouco impacto na ISO-NE. Uma grande cúpula de calor atingiu o centro e o leste dos EUA entre 29 e 30 de junho, quebrando recordes ao longo do corredor I-95. A ISO-NE ficou na borda norte e teve resposta de preços modesta: os picos ficaram entre US$110 e US$136/MWh, bem abaixo do pico de meados de junho, ao contrário dos movimentos mais acentuados em PJM e MISO.

ISO-NE teve pico noturno médio de US$73/MWh em junho

Os preços em tempo real seguiram um padrão diário suave, diferente dos picos concentrados de meses de escassez. O pico noturno moderado representa a oportunidade para BESS em um mês calmo. A energia solar diminui no fim da tarde enquanto a demanda se mantém até a noite, e o gás cobre essa diferença. Isso eleva os preços entre 18h e 21h.

Sem uma hora de escassez para ampliar o topo, essa oscilação diária é basicamente o que uma bateria de quatro horas pode capturar em junho. As baterias da ISO-NE se concentraram nesse período, entregando 205 MW no pico de preço das 18h.

Gás natural definiu o preço com 6,5 GW enquanto óleo caiu 75%

O gás natural forneceu, em média, 6,5 GW ao longo do dia e definiu o preço marginal na maioria das horas. A energia nuclear permaneceu estável em 3 GW como base do sistema. A hidrelétrica adicionou 1,1 GW de geração flexível com pico à noite.

O óleo caiu para média de 44 MW diários, um quarto do nível do ano anterior. Usinas a óleo só operam quando o sistema aperta, então essa queda reflete baixo estresse na rede.

As renováveis variáveis continuaram pequenas. O vento ficou em média em 0,5 GW e a solar em 0,3 GW ao longo do dia, com a energia solar concentrada nas horas do meio-dia, ampliando o vale de preços. Com essa penetração, a solar define o fundo do preço do meio-dia, mas não determina os spreads na ISO-NE.

Reservas de pré-operação foram negociadas próximas de US$9/MW-dia, com um pico de regulação na ISO-NE

Os mercados ancilares ficaram estáveis, condizentes com um mês tranquilo. Todas as reservas de pré-operação foram negociadas próximas de US$9/MW-dia, abaixo dos níveis de junho de 2025, que ficaram entre US$13 e US$14/MW-dia.

A regulação é um produto separado, e foi responsável pelo único pico ancilar do mês. A regulação em tempo real teve média de US$9/MW-dia, mas chegou a US$81/MWh em 11 de junho, seu pico mensal, durante a onda de calor de meados de junho. Foi um evento de mercado de balanço, ainda bem abaixo do pico de US$198/MWh registrado em junho de 2025.

Perspectivas

Junho mostrou que o valor do BESS na ISO-NE é determinado por eventos. Uma única hora de escassez, como em junho de 2025, pode definir o spread do mês, ou seja, as horas extremas, não o dia típico, definem o ano.

Nenhum dos eventos de calor deste junho gerou uma hora de escassez capaz de ampliar os spreads. O calor de meados do mês elevou os preços por três dias, e a cúpula de calor do fim de junho que atingiu PJM e MISO mal chegou à Nova Inglaterra. Sem hora de escassez para ampliar o topo, o pico noturno moderado foi basicamente o que uma bateria de quatro horas poderia capturar.