Os preços de referência nas regiões do interior do estado de Nova York foram até 43% mais altos neste março em comparação ao ano anterior, reduzindo a diferença em relação à cidade de Nova York. Os preços de capacidade foram o principal fator dessa convergência: os RCPs (Preços de Capacidade de Referência) do interior subiram US$ 10/MW-dia ano a ano (150%), enquanto o RCP de NYC caiu quase US$ 5/MW-dia (11%). O REAP (Preço de Arbitragem de Energia de Referência) foi um fator secundário, com spreads do mercado de energia antecipada permanecendo estáveis ou modestamente mais altos em todas as zonas.

A diferença entre a zona mais barata do interior (West, US$ 41/MW-dia) e NYC (US$ 73) diminuiu de US$ 42 em março passado para US$ 32.

Principais destaques

• Os preços de referência do interior subiram entre 29% e 43% ano a ano, aproximando-se de NYC. NYC caiu 1,7%, para US$ 72,70.
• O componente RCP impulsionou a convergência dos preços de referência. O RCP de NYC caiu 11% devido à queda de 23% no preço UCAP.
• Os REAPs permaneceram estáveis, mas os spreads em tempo real aumentaram significativamente, liderados por Capital a US$ 267/MW-dia (+34% a/a). Baterias que capturaram a volatilidade em tempo real superaram o REAP baseado no mercado antecipado.
• ​Nine Mile Point 2 saiu de operação em 9 de março, reduzindo a geração nuclear em 22%. A geração a gás subiu 29% para preencher a lacuna, tornando a curva de custo marginal mais inclinada.
• Uma onda de frio na terceira semana inverteu um período quente, com máximas caindo 14°F abaixo dos níveis de março de 2025. Os preços em tempo real ultrapassaram US$ 250/MWh em várias noites durante o horário de pico.

RCP impulsionou a convergência dos preços de referência

O preço spot UCAP de NYC caiu 23% a/a para US$ 6,24/kW-mês, enquanto todas as outras zonas de capacidade subiram 111% a/a para US$ 2,64/kW-mês. Isso adicionou US$ 10/MW-dia aos RCPs do interior, ao mesmo tempo em que reduziu quase US$ 5/MW-dia do RCP de NYC, embora o RCP de NYC ainda permaneça mais que o dobro do restante do estado.

Fatores de acreditação de capacidade (CAF) mais altos definidos pelo NYISO para o ano de capacidade 2025/26 amplificaram os ganhos fora de NYC. Os CAFs do interior subiram de 67% para 79%, e o de Long Island subiu de 79% para 87%. O RCP de Long Island chegou a US$ 18,54/MW-dia, acima de todas as zonas do interior (US$ 16,80), mesmo compartilhando o mesmo preço UCAP.

REAP se manteve estável, mas spreads em tempo real dispararam

Os REAPs ficaram praticamente estáveis ano a ano, já que os spreads do mercado antecipado permaneceram constantes.

O mercado em tempo real foi diferente. Os spreads RT TB4 subiram em todas as zonas. Capital liderou com US$ 267/MW-dia, aumento de 34% em relação a US$ 199/MW-dia em março de 2025. NYC veio em seguida com US$ 251/MW-dia (+35%), e Central com US$ 232/MW-dia (+26%). Em todo o estado, o spread RT TB4 ficou em média US$ 182/MW-dia contra US$ 120/MW-dia no antecipado, um prêmio de 52%.

Como o REAP utiliza spreads do mercado antecipado, baterias que capturaram a volatilidade em tempo real superaram sistematicamente o Preço de Referência.

O formato horário dos preços mostra o que impulsionou o prêmio RT. As rampas noturnas em 2026 foram mais acentuadas que em 2025, com preços consistentemente acima dos níveis do ano anterior a partir da hora 17. Os preços pela manhã foram semelhantes.

Condições mais apertadas mantiveram spreads elevados apesar da tendência pós-tempestade

Tanto os spreads REAP quanto RT caíram em relação ao pico de janeiro. Essa tendência de queda reflete o impacto decrescente da demanda de inverno. No entanto, os spreads RT de março permaneceram elevados ano a ano, indicando aperto do lado da oferta.

A unidade Nine Mile Point 2 saiu de operação em 9 de março para reabastecimento programado, retirando cerca de 1,3 GW de capacidade nuclear. A geração nuclear média caiu 22% ano a ano. A geração a gás subiu 29% para preencher a lacuna, e a geração dual fuel aumentou 6%. Essas tecnologias têm custos marginais mais altos que a nuclear, tornando a curva de oferta mais inclinada e elevando os preços mesmo em dias amenos.

Os spreads de março também dependeram do clima. A primeira semana foi fria (máximas de 42°F), e os preços começaram elevados. A segunda semana esquentou para máximas de 57°F, e os preços cederam. Depois, a terceira semana inverteu bruscamente, com máximas caindo para 46°F e mínimas atingindo 29°F, 14°F mais frio que a mesma semana em 2025. A volatilidade disparou em várias noites durante o horário de pico (HE17-HE20), amplificada pela matriz de geração mais cara após a parada nuclear.

No fim do mês, as temperaturas voltaram a subir e tanto os preços DA quanto RT se estabilizaram em uma faixa estreita de primavera.

Serviços ancilares adicionaram ganhos não rastreados

​Os mercados de serviços ancilares oferecem potencial de receita adicional ao preço de referência. Baterias que acumulam receitas de AS capturam valor que nem o RCP nem o REAP refletem.

Os preços dos serviços ancilares seguiram a mesma trajetória dos preços de energia. A capacidade de regulação ficou em média US$ 18/MWh em tempo real, aproximadamente o dobro do nível de março de 2025, refletindo o maior custo de oportunidade de manter reservas quando os preços de energia estão elevados. À medida que os preços de energia caíram no final do mês, os preços de AS também recuaram.

Prêmios nodais ofereceram ganhos adicionais

​Assim como os serviços ancilares, os preços nodais ficam fora do cálculo do preço de referência. Baterias em nós premium capturaram valor adicional acima do REAP zonal.

A zona Capital liderou o mapa de prêmios nodais do ISC em março. Os nós com melhor desempenho superaram US$ 7/MW-dia acima do preço de referência zonal de Capital, de US$ 50,30.

Republic 115kV (Bartonbrook) apresentou o maior prêmio, com US$ 7,80/MW-dia, seguido por Lachute Hydro (US$ 7,61) e IP Ticonderoga (US$ 7,48). Esses nós estão localizados ao longo do corredor do alto Hudson Valley e Adirondacks, onde restrições de transmissão elevam os preços locais acima das médias zonais.

Para desenvolvedores de BESS avaliando a localização de projetos ISC, o corredor Capital e alto Hudson Valley ofereceu os maiores prêmios nodais em março, somando cerca de 15% ao preço de referência zonal.