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

O preço de referência da cidade de Nova York caiu 13% em relação ao ano anterior, para US$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 US$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 carga de pico, e a usina Pinelawn de 82 MW foi desativada.

Os preços de referência do interior do estado e do Vale do Hudson subiram de 2% a 7% em relação a agosto, mesmo com a queda da volatilidade dos preços. Isso se deve ao aumento de 32% nos preços de capacidade do restante do estado 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 de cada dia — atingiram o menor valor em 13 meses. O TB4 Day-Ahead, que define o Preço de Arbitragem de Energia de Referência (REAP) de cada zona, ficou em média em US$100/MW-dia no nó de referência. Os spreads 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 US$115/MW-dia. Seu preço de capacidade foi de US$12,39/kW-mês, 21% abaixo do registrado em setembro passado, já que o CHPE passou a oferecer capacidade na cidade desde julho.
• O preço de referência de Long Island subiu 30% em relação ao ano anterior, para US$99/MW-dia. Seu excedente de capacidade foi reduzido pela metade, para 277 MW, e foi liquidado a US$10,13/kW-mês, 70% acima do restante do estado.
• Os preços de referência do interior do estado e do Vale do Hudson subiram de 2% a 7% em relação a agosto. Os preços de capacidade do restante do estado subiram 32%, para US$5,97/kW-mês, já que os contratos spot da Hydro-Québec caíram de 523 MW para zero.
• O TB4 Day-Ahead ficou em média em US$100/MW-dia, o menor valor em 13 meses. Os spreads em tempo real ficaram em média 14% acima do Day-Ahead, devido a três dias em meados de setembro.

A capacidade representou de 60% a 76% do preço de referência em cada zona

O RCP representou 76% do preço de referência da cidade de Nova York em setembro. Nas demais zonas, ficou 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 no sul do estado e se mantiveram estáveis no norte. Em Nova York e Long Island, o RCP variou mais que o REAP. O RCP de Nova York caiu US$16/MW-dia, enquanto o REAP caiu US$1/MW-dia. O RCP de Long Island subiu US$27/MW-dia, enquanto o REAP caiu US$4/MW-dia.

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

Hydro-Québec aumentou o excedente de capacidade na cidade de Nova York e o retirou no interior

O leilão de capacidade da cidade de Nova York foi liquidado a US$12,39/kW-mês em setembro, 21% abaixo dos US$15,73/kW-mês do ano passado. O CHPE traz energia da Hydro-Québec para Nova York. Ele passou a oferecer 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 maior excedente, a zona é liquidada a um preço menor.