Neste mês, a movimentação dos preços de referência do NYISO esteve diretamente ligada aos mercados de capacidade, que definem o Preço de Referência de Capacidade (RCP) de cada zona.

O preço de referência da cidade de Nova York caiu 13% em comparação ao ano anterior, para $115/MW-dia, já que as importações pelo Champlain Hudson Power Express (CHPE) reduziram seu preço de capacidade em 21%.

O preço de referência de Long Island subiu 30%, para $99/MW-dia. Sua capacidade continuou sendo liquidada separadamente do restante do estado, a um preço 72% acima do registrado em setembro passado. Isso ocorreu devido a duas mudanças: o NYISO aumentou o requisito de capacidade de Long Island de 106,5% para 110,3% da demanda máxima, e a usina Pinelawn de 82 MW foi desativada.

Os preços de referência do interior do estado e do Hudson Valley subiram de 2% a 7% em relação a agosto, mesmo com a queda da volatilidade dos preços. Isso porque os preços de capacidade do restante do estado subiram 32% após a Hydro-Québec não vender capacidade no leilão estadual.

O potencial de arbitragem de energia foi baixo, já que os spreads TB4 — a diferença entre as quatro horas mais caras e as quatro mais baratas do dia — atingiram o menor nível em 13 meses. O TB4 do mercado Day-Ahead, que define o Preço de Arbitragem de Energia de Referência (REAP) de cada zona, teve média de $100/MW-dia no nó de referência. Os spreads do mercado em tempo real ficaram abaixo do Day-Ahead na maioria dos dias, mas três dias em meados de setembro elevaram a média mensal do Real-Time em 14% acima do Day-Ahead.

Principais destaques

• O preço de referência da cidade de Nova York caiu 13% em relação ao ano anterior, para $115/MW-dia. Seu preço de capacidade, de $12,39/kW-mês, ficou 21% abaixo do registrado em setembro passado, já que o CHPE passou a ofertar capacidade na cidade desde julho.
• O preço de referência de Long Island subiu 30% em relação ao ano anterior, para $99/MW-dia. Seu excedente de capacidade foi reduzido à metade, para 277 MW, e foi liquidado a $10,13/kW-mês, 70% acima do restante do estado.
• Os preços de referência do interior do estado e do Hudson Valley subiram de 2% a 7% em relação a agosto. Os preços de capacidade do restante do estado subiram 32%, para $5,97/kW-mês, já que os contratos spot da Hydro-Québec caíram de 523 MW para zero.
• O TB4 Day-Ahead teve média de $100/MW-dia, o menor nível em 13 meses. Os spreads do Real-Time ficaram, em média, 14% acima do Day-Ahead, devido a três dias em meados de setembro.

Capacidade representou de 60% a 76% do preço de referência de cada zona

O RCP representou 76% do preço de referência da cidade de Nova York em setembro. Nas demais zonas, variou entre 60% e 71%. De maio a agosto, o RCP representou de 42% a 72% dos preços de referência.

Ano a ano, os preços de referência caíram nas regiões metropolitanas e se mantiveram estáveis no interior. Em Nova York e Long Island, o RCP variou mais do que o REAP. O RCP de Nova York caiu $16/MW-dia, enquanto o REAP caiu $1/MW-dia. O RCP de Long Island subiu $27/MW-dia, enquanto o REAP caiu $4/MW-dia.

No interior do estado, os dois fatores praticamente se compensaram. Os RCPs subiram de $3/MW-dia a $4/MW-dia, e os REAPs caíram de $1/MW-dia a $6/MW-dia.

Hydro-Québec ampliou o excedente de capacidade em Nova York e retirou no interior

O leilão de capacidade da cidade de Nova York foi liquidado a $12,39/kW-mês em setembro, 21% abaixo dos $15,73/kW-mês do ano anterior. O CHPE, que transporta energia da Hydro-Québec para Nova York, passou a ofertar capacidade na Zona J desde o leilão de julho. A capacidade acima do requisito da cidade subiu de 629 MW, ou 7,7%, em setembro passado, para 866 MW, ou 10,2%. Com um excedente maior, a zona é liquidada a um preço mais baixo.