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 do sistema ISO-NE, superaram US$ 200/MWh em oito dos primeiros nove dias. Os spreads TB4 (top-bottom) em tempo real no Internal Hub tiveram média de US$ 404/MW-dia, concentrados nesse período inicial, 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 do 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, sinal claro do gargalo na infraestrutura de gás da Nova Inglaterra.
• Os preços médios do hub do 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 do dia anterior no Internal Hub tiveram média de US$ 257/MW-dia, alta de 6,1% ano a ano.
• Combinando com pagamentos por 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 em tempo real de quatro horas apareceu em Maine (US$ 434/MW-dia), mesmo sendo a zona com os menores preços do dia anterior.

Quão grande foi o descolamento de preços da ISO-NE em fevereiro?

Oito dos primeiros nove dias tiveram preços do dia anterior acima de US$ 200/MWh no Internal Hub, com preços em tempo real chegando a US$ 400,46/MWh em 2 de fevereiro. A média do dia anterior ficou em 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 descolamento maior que o da MISO no mesmo período (veja o benchmark mensal de fevereiro de 2026 da MISO).

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

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

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

A rede de gás da Nova Inglaterra não consegue atender simultaneamente o aquecimento e a geração de energia durante frio extremo. O aquecimento residencial ocupou a capacidade dos dutos no início de fevereiro, deixando as usinas a gás sem combustível. As usinas a óleo supriram a demanda.

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

A geração total da ISO-NE cresceu 19,6% ano a ano, atingindo 9.225 GWh. As usinas 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 um impacto de US$ 30-40/MWh nos preços da energia. Na ISO-NE, o Algonquin Citygate, principal ponto de entrega de gás para as usinas da Nova Inglaterra, se desvinculou do Henry Hub e a oscilação real foi bem maior.

Em 9 de fevereiro, a taxa de calor implícita, calculada como o preço do hub do dia anterior dividido pelo preço spot do gás Algonquin Citygate, chegou a 66,4 MMBtu/MWh — mais de nove vezes uma usina de ciclo combinado eficiente — confirmando que o óleo, não o gás, definia 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 da energia acompanharam.

A capacidade limitada de dutos 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 elevou a demanda e há potencial para BESS?

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

Os preços seguiram um padrão de duplo pico — aquecimento matinal e rampas noturnas com uma leve queda ao meio-dia, diferente dos ISOs do sul.

Qual foi a amplitude dos spreads do BESS?

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

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

Rhode Island registrou o maior spread de quatro horas do dia anterior, em US$ 263/MW-dia (+9,0%), refletindo condições locais de oferta e demanda mais apertadas, favoráveis ao BESS nos bolsões de carga do sul da Nova Inglaterra. O maior descolamento entre os spreads do dia anterior e em tempo real apareceu em Maine: o menor spread do dia anterior (US$ 238/MW-dia), mas o maior em tempo real (US$ 434/MW-dia, +5,5% ano a ano). A congestão física nos corredores norte-sul cria escassez em tempo real que o agendamento do dia anterior não prevê. Operadores de BESS com capacidade de despacho em tempo real podem capturar esse diferencial.

Como ficaram os preços dos serviços ancilares?

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

Mesmo no pico de 2 de fevereiro, o TMSR capturaria menos de 8% da arbitragem do melhor dia de spread. As reservas são marginais frente aos spreads TB no inverno da ISO-NE.

Perspectivas

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

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