O preço de referência da cidade de Nova York ficou em US$ 199,6/MW-dia em julho de 2026, um aumento de apenas 3,4% em relação ao ano anterior. Mas seus dois componentes se moveram em direções opostas. O componente de capacidade, o Preço de Referência de Capacidade (RCP), caiu 61% em relação a junho, para US$ 84,46/MW-dia. O componente de energia, o Preço de Arbitragem de Energia de Referência (REAP), subiu 143% em relação a junho, para US$ 115,14/MW-dia. Julho marcou o primeiro leilão de capacidade do Champlain Hudson Power Express (CHPE), reduzindo os preços de capacidade em Nova York, enquanto uma onda de calor no início do mês ampliou os spreads no mercado do dia anterior.

A capacidade representou 42% do preço de referência da cidade em julho, ante 82% em junho.

A queda do preço de capacidade limitou, por sua vez, o prêmio locacional da cidade de Nova York. Seu preço de referência era 3,2 vezes o da zona mais fraca do interior do estado em maio, e apenas 2,1 vezes em julho.

Principais destaques

• O preço de UCAP em Nova York caiu 62% em relação a junho, para US$ 12,41/kW-mês, já que a CHPE pôde ofertar capacidade pela primeira vez. Isso reduziu pela metade a participação da capacidade no preço de referência da cidade, de 87% em maio para 42%.
• Os spreads TB4 do dia anterior tiveram média de US$ 302/MW-dia no nó de referência, alta de 11% em relação ao ano anterior. Uma onda de calor em todo o estado, de 1 a 3 de julho, gerou 44% das receitas potenciais do dia anterior em apenas três dias. O mercado do dia anterior define o REAP, então esses dias determinaram a metade energética do preço de referência.
• A regulação da NYCA atingiu US$ 139/MWh em 2 de julho, seis vezes a média mensal de US$ 22,90/MWh. Esse é um ganho adicional, receita além do RCP e do REAP que as baterias capturam ao seguir o sinal de regulação nas horas de maior preço.

Preços de referência convergiram entre as zonas de Nova York

O RCP leva o resultado do mercado de capacidade ao preço de referência, e na cidade de Nova York historicamente é o maior dos componentes. A capacidade representou 87% do preço de referência de US$ 244/MW-dia em maio. Em julho, representou apenas 42% de US$ 200/MW-dia.

Essa mudança reduziu a variação dos preços de referência entre as zonas. A diferença entre a zona mais forte e a mais fraca caiu 39%, de US$ 167/MW-dia para US$ 103/MW-dia.

O interior do estado ficou entre US$ 96,94/MW-dia no Norte e US$ 113,25/MW-dia na Capital. Todos ficaram dentro de 1,3% em relação a julho passado, exceto a Capital, que caiu 8,5%. Dunwoodie liderou o grupo do Vale do Hudson com US$ 143,71/MW-dia, alta de 14,2%.

Long Island teve o maior aumento, para US$ 196,72/MW-dia, crescimento de 32,5%. Seu preço de UCAP quase dobrou em relação ao ano anterior e teve o maior spread do dia anterior do estado. Agora, o preço de referência de Long Island está equiparado ao da cidade de Nova York.

Champlain Hudson Power Express reduziu o preço de capacidade

A cidade de Nova York possui restrições de transmissão, então o NYISO exige que uma parcela mínima da capacidade contratada fique dentro da cidade. Quando a capacidade interna está apertada, NYC liquida acima do restante do estado.

A CHPE iniciou operação comercial em 13 de maio, trazendo energia hidrelétrica de Quebec para NYC. Perdeu o prazo de notificação do NYISO para o leilão de maio, então a linha contou como energia, mas não como capacidade em maio e junho. Julho foi o primeiro mês de participação nos mercados de capacidade.

O UCAP de NYC foi liquidado a US$ 12,4/kW-mês, contra US$ 32,5/kW-mês em junho e US$ 15,9/kW-mês em julho de 2025. Long Island foi liquidada a US$ 10,46/kW-mês e o restante do estado a US$ 4,14/kW-mês.

O NYISO também alterou os fatores de acreditação de capacidade após a participação da CHPE. Julho utiliza os fatores de acreditação publicados pelo NYISO já com a CHPE modelada, em vez de fora. O fator de bateria de quatro horas da cidade de Nova York subiu de 80,75% para 84,39%. Isso compensou parte da queda do preço, deixando o RCP de NYC em US$ 84,46/MW-dia.

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Onda de calor em todo o estado impulsionou os spreads de julho

Uma onda de calor de 30 de junho a 4 de julho determinou as maiores temperaturas, demandas, preços e spreads do mês. As máximas estaduais chegaram a 94,2°F em 2 de julho, contra média mensal de 82,6°F.

A demanda por refrigeração elevou a carga. O NYISO atingiu pico de 31.221 MW em 2 de julho, cerca de 92% do recorde histórico do estado, registrado em julho de 2013.