O clima de inverno, assim como em fevereiro, determinou o preço na ISO-NE, e não as indisponibilidades de geração. Uma frente fria no final do inverno fez as temperaturas caírem abaixo de menos 5 graus Fahrenheit no norte da Nova Inglaterra na primeira semana de março. A demanda residencial por aquecimento pressionou a mesma rede de gasodutos limitada que abastece a geração de energia. Os preços do mercado de energia para o dia seguinte (DA) dispararam para US$110/MWh em 2 de março, enquanto a média do Internal Hub DA ficou em US$46,96/MWh, estável em relação ao ano anterior. Os preços do mercado em tempo real (RT) tiveram média de US$47,60/MWh, alta de 4,4%.

As diferenças entre picos e vales aumentaram em todas as zonas, com o spread RT de quatro horas do Maine atingindo US$292/MW-dia, alta de 36,8% em relação ao ano anterior. A geração eólica subiu 38%, enquanto o gás natural caiu para 48% da matriz. O benchmark de fevereiro contou a mesma história em intensidade ainda maior.

Principais destaques

• O spread RT de quatro horas no Internal Hub atingiu US$278/MW-dia (alta de 31% ano a ano). O gap de US$133/MW-dia entre DA e RT seria aproveitado por operadores com capacidade de despacho em tempo real.
• O gás natural caiu para 48% da matriz de geração enquanto o vento subiu 38% em relação ao ano anterior, chegando a 754 MW, acentuando as rampas da manhã e da noite que operadores de BESS buscam.
• A primeira semana teve média de US$69/MWh DA (1,7 vez a média após 8 de março), com pico diário de US$110/MWh em 2 de março e máxima de RT em US$225/MWh em 6 de março.
• A taxa de captura do vento caiu para 97% contra 101% em março de 2025, consistente com o aumento da produção migrando para horários de menor preço.
• Os preços de reserva dispararam durante a onda de frio (reserva girante de dez minutos chegou a US$39,62/MWh em 2 de março, capacidade de regulação chegou a US$55,79/MWh em 3 de março), mas continuaram representando pequena fração da receita.

A primeira semana teve média de US$69/MWh DA antes de os preços caírem abaixo de US$50

A frente fria que chegou em 1º de março restringiu o suprimento de gás no sistema de gasodutos Algonquin por cerca de cinco dias. O dia 2 de março registrou a maior média diária DA, em US$110/MWh; o mercado RT acompanhou um dia depois, com média de US$118/MWh em 3 de março. Esse descompasso de um dia entre picos de DA e RT é típico de eventos climáticos. Na segunda semana, os preços caíram para menos de US$50/MWh na maioria dos dias restantes.

A média DA da primeira semana, de US$69/MWh, ficou 1,7 vez acima da média de US$41/MWh a partir de 8 de março. Uma bateria de quatro horas capturando esse spread na primeira semana garantiria a maior parte do retorno de março nesses cinco dias.

Os preços zonais seguiram o padrão do sistema, mas com uma diferença relevante. O sudeste de Massachusetts (SEMASS) registrou a maior média DA, em US$47,59/MWh, enquanto o Maine foi a zona mais barata, com US$44,17/MWh DA. O Maine está do lado restrito dos gargalos de transmissão norte-sul e tem a maior penetração eólica da região. A restrição reduz o preço DA do Maine porque o mercado DA agenda importações para fora da zona.

Preços em tempo real na ISO-NE

O perfil horário de preço RT atingiu o pico de US$71/MWh às 7h (hora 7) e caiu para US$26/MWh às 13h, quando a energia solar substituiu o gás. Os preços RT variaram de -US$119/MWh em Vermont (hora 14 de 25 de março) a US$225/MWh (hora 5 de 6 de março). Ao todo, 35 intervalos horários registraram preços RT negativos, concentrados entre 10h e 16h no final de março.

Em preços negativos, o próprio ciclo de carregamento vira fonte de receita. Os 35 intervalos de preço negativo no fim de março ampliaram as janelas de ganho das BESS além das rampas da manhã e da noite.

Como esses spreads variaram na ISO-NE?

No Internal Hub, o spread DA de quatro horas entre picos e vales teve média de US$146/MW-dia, alta de 12,7% em relação ao ano anterior. O spread RT de quatro horas atingiu US$278/MW-dia, alta de 30,9%. O gap de US$133/MW-dia entre DA e RT beneficia operadores com capacidade de despacho em tempo real para arbitrar restrições de gasoduto.

O Maine registrou tanto o maior spread absoluto de RT, em US$292/MW-dia, quanto o maior salto anual, de 36,8%. Vermont ficou em segundo, com alta de 33%, chegando a US$277/MW-dia. No DA, o Maine marcou US$149/MW-dia, alta de 13,1%. Connecticut teve o menor spread DA de quatro horas, em US$139/MW-dia, mas ainda assim cresceu 13,4% ano a ano.

Os ganhos consistentes ano a ano em todas as zonas confirmam que a onda de frio do início do mês elevou os spreads em todo o sistema. O ranking zonal é persistente: Maine e Vermont lideram mês após mês porque sua posição atrás dos gargalos de transmissão amplifica a volatilidade do RT. Esse padrão é estrutural e não mudará sem grandes investimentos em transmissão.

Como a matriz de geração da ISO-NE variou em março?

O gás natural forneceu em média 5.367 MW, ou 47,8% da geração total, queda de 6,1% em relação ao ano anterior. A energia nuclear manteve-se estável em 3.356 MW (29,9%), fornecendo a base estável que impede o colapso dos preços noturnos mesmo com o aumento do vento.

O destaque na ISO-NE foi o vento. A geração média subiu 38% para 754 MW, chegando a 6,7% da matriz. A taxa de captura eólica (relação entre o preço médio ponderado pela geração e o preço médio ponderado pelo tempo) caiu para 97% ante 101% em março de 2025. Com o crescimento do parque eólico onshore da Nova Inglaterra, mais geração ocorre durante a madrugada e o meio-dia, quando a demanda e os preços são menores. A solar contribuiu com 182 MW (1,6%). A hidrelétrica forneceu 972 MW, ou 8,7%.

A geração a óleo foi insignificante, com 15 MW (0,1%), em contraste com fevereiro, quando ondas de frio colocaram usinas a óleo em operação. O aumento da participação do vento e a queda do gás acentuam as rampas da manhã e da noite, ampliando as janelas de arbitragem que operadores de BESS buscam.

Receitas de reserva seguiram marginais frente à arbitragem de energia na ISO-NE

A ISO-NE co-otimiza energia e reservas. Os preços dispararam durante a onda de frio do início de março, mas tiveram médias modestas.

Todos os produtos de reserva subiram de 50% a 70% ano a ano, impulsionados pela onda de frio do início de março: a reserva girante de dez minutos teve média de US$14/MWh contra US$9/MWh em março de 2025, e a capacidade de regulação subiu 63%. A reserva de energia futura foi a exceção, caindo 61%.

Um operador de BESS empilhando regulação sobre energia agregaria poucos pontos percentuais ao retorno mensal. Nos preços atuais, isso não é suficiente para viabilizar um caso merchant isolado.

Perspectivas

Março confirmou que o valor de BESS na ISO-NE segue atrelado a eventos: cinco dias de frio intenso geraram a maior parte do valor dos spreads, e fevereiro mostrou o mesmo padrão com intensidade ainda maior.

As condições estruturais são duradouras. Restrições de gasoduto, gargalos de transmissão norte-sul e o crescimento da eólica na Nova Inglaterra são características persistentes. Conforme a geração eólica aumenta e sua taxa de captura diminui, preços mais baixos ao meio-dia e mais horas com preço negativo ampliam a janela de carregamento. No lado da descarga, a escassez na rampa da noite e picos de preço do gás impulsionados pelo clima sustentam spreads elevados. Para operadores, o Maine oferece o carregamento DA mais barato da região, em US$44,17/MWh, e o maior spread RT, em US$292/MW-dia — combinação que nenhuma outra zona alcança.