​A diferença de preço de referência em abril entre o interior do estado e NYC diminuiu em relação ao ano anterior. Porém, aumentou consideravelmente entre março e abril, pois os preços de capacidade não forçada (UCAP) no interior caíram enquanto os de NYC permaneceram estáveis. Os preços de UCAP no interior caíram de US$2,64/kW-mês em março para US$1,82/kW-mês em abril (-31%), reduzindo os Preços de Capacidade de Referência (RCPs) no interior em mais de US$5/MW-dia. O preço do UCAP de NYC mal se mexeu, mantendo-se em US$6,26/kW-mês. O resultado: o preço de referência de NYC ficou em torno de US$73/MW-dia, enquanto todas as zonas do interior caíram. Os preços no interior ainda estavam 34-44% acima de abril de 2025, mas houve menos convergência do que em março.

Principais destaques

• Os preços de UCAP no interior caíram 31% em relação ao mês anterior, para US$1,82/kW-mês, reduzindo os RCPs do interior em US$5/MW-dia. O preço de UCAP de NYC permaneceu em US$6,26, então a diferença entre o Oeste e NYC aumentou US$5/MW-dia para US$37/MW-dia, mesmo com os preços de referência do interior subindo 34-44% acima de abril de 2025.
• O REAP do interior subiu 22-38% em relação ao ano anterior, já que os spreads TB4 do mercado do dia anterior aumentaram em todas as zonas. O fornecimento mais restrito devido a paradas sequenciais para reabastecimento nuclear elevou o custo marginal no mercado do dia anterior e ampliou a diferença entre horas baratas e caras.
• Uma onda de calor no meio do mês (13-17 de abril) elevou os preços em tempo real acima de US$60/MWh e triplicou os preços de regulação para um pico de US$34/MWh. Em 18 de abril, ocorreu a primeira janela sustentada de preços negativos do ano, atingindo uma mínima de -US$21/MWh.

Preços de UCAP no interior caíram enquanto NYC permaneceu estável

Os preços de UCAP no interior foram liquidados em US$1,82/kW-mês, queda de 31% em relação a março. NYC mal se mexeu. A queda reflete condições mais folgadas de capacidade no interior durante a entressafra.

Essa queda no interior impactou os preços de referência. O componente de capacidade para baterias do interior caiu de US$17/MW-dia em março para US$12/MW-dia em abril. O de NYC permaneceu próximo de US$41/MW-dia. A diferença entre interior e NYC aumentou US$5/MW-dia em relação ao mês anterior.

As tendências ano a ano sugerem um cenário diferente. Os preços de UCAP no interior ainda estão 43% acima dos US$1,27 de abril de 2025, e os fatores de acreditação de capacidade subiram para 79% (de 67%) para o inverno de 2025-26.

Juntos, o aumento dos pagamentos e a maior acreditação elevaram o RCP do interior quase US$5/MW-dia acima de abril de 2025.

Spreads do dia anterior elevaram REAPs em todo o estado

Os spreads TB4 do mercado do dia anterior definem o REAP.

Em abril, os spreads do mercado do dia anterior subiram em todas as zonas do NYISO em relação ao ano anterior. Long Island liderou com US$137/MW-dia, alta de 38%. O Oeste, que definiu o piso em US$98/MW-dia, ainda assim aumentou 22%.

Flutuações no fornecimento e paradas programadas impulsionaram os spreads TB elevados. O parque nuclear de Nova York passou por uma troca de reabastecimento este mês. Nine Mile Point 2 voltou à operação no início do mês. Ginna então saiu para reabastecimento em 6 de abril e ficou fora por 2,5 semanas, reduzindo a geração nuclear média em 12% em relação a abril de 2025.

Gás (+570 MW) e dual fuel (+557 MW) preencheram a lacuna, elevando o custo marginal de geração no mercado do dia anterior e resultando em spreads mais amplos.

Mercado em tempo real superou o dia anterior durante a onda de calor e excesso de oferta no sábado de manhã

O prêmio em tempo real foi definido por dois eventos distintos: uma onda de calor no meio do mês e uma janela de preços negativos no sábado de manhã.

Os spreads em tempo real continuaram a superar os do mercado do dia anterior. O nó de referência TB4 do NYISO ficou em US$113/MW-dia no mercado do dia anterior e US$176/MW-dia em tempo real, ambos bem acima dos US$89 e US$130 de abril de 2025, respectivamente.

Abril atingiu 28°C (82°F) em 16 de abril, cerca de 18°C acima da média diária de abril de 2025. A carga atingiu 20 GW naquele dia, elevando o pico de carga de abril de 2026 em 5,7% em relação a abril de 2025, mesmo com a carga média caindo 2%.

No entanto, 18 de abril trouxe a primeira janela sustentada de preços negativos do ano: cinco horas entre 7h e 11h. A carga de sábado caiu para 12 GW naquela manhã, coincidindo com forte vento (1,8 GW), a rampa matinal da solar e a base inflexível de nuclear e hidrelétrica.

Por outro lado, o mercado do dia anterior ficou positivo naquela manhã.

Preços de regulação triplicaram durante a onda de calor do meio do mês

A onda de calor também provocou os maiores picos de preço dos serviços ancilares em abril. Os preços de regulação atingiram US$34/MWh em 13 de abril, mais que o triplo da média do início do mês, próxima de US$11/MWh. As reservas girantes acompanharam: o giro de 10 minutos de NYC chegou a US$24/MWh em 13 de abril e US$22/MWh em 16 de abril. O aumento reflete o maior custo de oportunidade de manter reservas quando os preços da energia estão elevados.

Assim, o preço médio de regulação em abril foi de US$14,24/MWh, aumento de 28% em relação aos US$11,11 de abril de 2025.

Baterias que acumulam receitas de serviços ancilares capturam valores que nem o RCP nem o REAP refletem.

Nós do Hudson Valley tiveram os maiores prêmios nodais em abril

Hudson Valley liderou o mapa de vantagens nodais em abril. Shoemaker 138kV, no condado de Orange, registrou o maior prêmio, US$7,46/MW-dia acima do valor zonal de referência do Hudson Valley, uma vantagem de 17%.

Genesee também se destacou com Hyland LFGE (+US$4,47) e Allegheny Cogen (+US$4,25), ambos no condado de Allegany.

O cenário mudou em relação a março, quando Capital e o corredor superior do Hudson ocuparam as primeiras posições.

Em todo o NYISO, prêmios nodais provavelmente serão a maneira mais consistente de baterias superarem seu preço de referência mês após mês