O gargalo do gás na Nova Inglaterra transformou uma onda de frio no início de fevereiro em um evento de confiabilidade. A geração a óleo disparou 939% em relação ao ano anterior, chegando a 15% da matriz, já que as usinas a gás não conseguiram garantir combustível.

Os preços do mercado do dia anterior no Internal Hub, ponto de referência de preço em todo o sistema ISO-NE, ultrapassaram US$ 200/MWh em oito dos nove primeiros dias. Os spreads TB4 (topo-base) em tempo real no Internal Hub tiveram média de US$ 404/MW-dia, concentrados nesse início, o que pode ter aumentado as receitas do BESS.

Os preços caíram para menos de US$ 70/MWh quando as temperaturas normalizaram, deixando a média do hub no dia anterior em US$ 126,09/MWh, queda de 3,3% em relação ao ano anterior.

Principais destaques

• A geração a óleo saltou para 15,0% da matriz, ante 1,7% um ano antes, um sinal claro do gargalo na infraestrutura de gás da Nova Inglaterra.
• Os preços médios do hub no dia anterior ficaram em US$ 126,09/MWh no mês, mascarando uma diferença de 2,6x entre a primeira metade (US$ 182/MWh) e a segunda metade (US$ 70/MWh).
• Os spreads TB de quatro horas no dia anterior no Internal Hub tiveram média de US$ 257/MW-dia, alta de 6,1% em relação ao ano anterior.
• Combinando com pagamentos de regulação e capacidade, o potencial total de receita do BESS de quatro horas no Internal Hub atingiu US$ 54/kW-mês (média de US$ 1.800/MW-dia).
• O maior spread de quatro horas em tempo real apareceu no Maine (US$ 434/MW-dia), mesmo com a zona tendo os menores preços do dia anterior.

Quão grande foi a diferença de preços do ISO-NE em fevereiro?

Oito dos nove primeiros dias tiveram preços acima de US$ 200/MWh no Internal Hub, com preços em tempo real chegando a US$ 400,46/MWh em 2 de fevereiro. O preço médio do dia anterior foi de US$ 70,10/MWh a partir de 15 de fevereiro — a média da primeira metade foi 2,6 vezes maior que a da segunda metade, um diferencial mais amplo do que o observado no MISO no mesmo período (veja o benchmark mensal de fevereiro de 2026 do MISO).

Entre as zonas, as médias mensais revelam um gradiente norte-sul moldado pela congestão:

O desconto do Maine reflete a congestão norte-sul que limita as exportações para os centros de carga do sul.

Por que a geração a óleo disparou e isso ajudou o BESS?

A rede de gás da Nova Inglaterra não consegue atender simultaneamente ao aquecimento e à geração de energia durante frio extremo. O aquecimento residencial consumiu a capacidade dos gasodutos no início de fevereiro, deixando as usinas a gás sem combustível. As usinas a óleo entraram em ação.

• Gás natural: 45,8%, +5,5% em relação ao ano anterior
• Nuclear: 24,5%, estável
• Óleo: 15,0% (média de 2.064 MW), ante 1,7% um ano antes, concentrado nas duas primeiras semanas
• Eólica: média de 662 MW (4,8%), +18,6% em relação ao ano anterior, mas ainda participação pequena para compensar a restrição de gás nas horas de pico

A geração total do ISO-NE cresceu 19,6% em relação ao ano anterior, chegando a 9.225 GWh. As unidades a óleo definiram o preço marginal nas horas de pico, desvinculando os preços do atacado dos fundamentos do gás e ampliando a diferença entre pico e fora de pico que impulsiona a arbitragem do BESS.

Até que ponto os preços se desvincularam do gás?

Henry Hub teve média de US$ 3,60/MMBtu. Na maioria dos ISOs, a faixa observada de US$ 3,90/MMBtu resultaria em variação de US$ 30-40/MWh nos preços de energia. No ISO-NE, o Algonquin Citygate, principal ponto de entrega de gás para as usinas da Nova Inglaterra, se desvinculou do Henry Hub e o movimento real foi muito maior.

Em 9 de fevereiro, a taxa de calor implícita, calculada como o preço do hub no dia anterior dividido pelo preço spot do gás no Algonquin Citygate, atingiu 66,4 MMBtu/MWh — mais de nove vezes a de uma usina de ciclo combinado eficiente — confirmando que o óleo, e não o gás, estava definindo o preço marginal. No final de fevereiro, as taxas de calor caíram para 13-20 MMBtu/MWh à medida que o gás ficou abaixo de US$ 3,15/MMBtu e os preços de energia acompanharam.

A capacidade limitada de gasodutos vinda dos Apalaches, que faz o Algonquin Citygate se desvincular do índice nacional, é a causa raiz tanto dos picos de preço quanto do aumento da geração a óleo.

O que impulsionou a demanda e há potencial para BESS?

A demanda bruta do sistema teve média de 15.147 MW (+4,6% em relação ao ano anterior), impulsionada pelo frio e não por crescimento estrutural. A carga líquida teve média de 14.363 MW (+4,1%). O pequeno diferencial no pico solar (cerca de 1.000 MW) confirma que a oportunidade do BESS no ISO-NE vem de picos de preço causados pelo clima, e não da curva do pato induzida por solar vista no ERCOT ou CAISO.

Os preços seguiram um padrão de dois picos — aquecimento pela manhã e rampas à noite, com um leve recuo ao meio-dia, diferente dos ISOs do sul.

Quão grandes foram os spreads do BESS?

Os spreads TB do dia anterior no hub cresceram moderadamente em relação ao ano anterior:

Os preços elevados de fevereiro do ano anterior comprimiram esses ganhos. Os spreads em tempo real ficaram praticamente estáveis em relação ao ano anterior (-0,5% em uma hora, -1,6% em quatro horas). Em 9 de fevereiro, o spread de quatro horas em tempo real chegou a US$ 960/MW-dia. Nove dias representaram a maior parte do potencial de receita do BESS no mês.

Rhode Island teve o maior spread de quatro horas do dia anterior, com US$ 263/MW-dia (+9,0%), refletindo condições locais de oferta e demanda mais apertadas que favorecem o BESS em bolsões de carga do sul da Nova Inglaterra. O maior gap entre o dia anterior e o tempo real apareceu no Maine: o menor spread do dia anterior (US$ 238/MW-dia), mas o maior spread em tempo real (US$ 434/MW-dia, +5,5% em relação ao ano anterior). A congestão física nos corredores norte-sul cria escassez em tempo real que o agendamento do dia anterior não antecipa. Operadores de BESS com capacidade de despacho em tempo real poderiam capturar esse diferencial.

Como ficaram os preços dos serviços ancilares?

A arbitragem de energia dominou a receita do BESS em fevereiro. Uma descarga de quatro horas em 9 de fevereiro poderia capturar US$ 960/MW-dia apenas com os spreads TB, 29 vezes a média da taxa TMSR.

Mesmo no pico de 2 de fevereiro, a TMSR capturaria menos de 8% da melhor arbitragem diária dos spreads. As reservas têm papel marginal frente aos spreads TB no inverno do ISO-NE.

Perspectivas

A receita depende de eventos: poucos dias de inverno podem definir o retorno anual. A participação em tempo real é essencial: spreads de quatro horas superaram os do dia anterior em 57% no hub e 82% no Maine.

Restrições de transmissão norte-sul surgem de forma imprevisível no despacho em tempo real, gerando escassez que o mercado do dia anterior não antecipa totalmente. Zonas congestionadas, especialmente o Maine, ofereceram retornos em tempo real significativamente maiores do que sugeriam os preços do dia anterior.