Resumo Executivo
O leilão de dezembro do NYISO indica receitas de capacidade mais fortes para baterias em Long Island e na cidade de Nova York. As curvas de demanda para o inverno de 2025–2026 elevam os tetos de preço em ambas as zonas, enquanto ajustam os requisitos em direções opostas.
Atualmente, os sistemas de armazenamento de energia por bateria no estado de Nova York fornecem apenas 14 MW de UCAP de inverno credenciada, com 2 GW esperados até 2030. Assim, os preços de liquidação em dezembro sinalizam potenciais receitas futuras para armazenamento, em vez de refletirem receitas atuais. Long Island apresenta o maior potencial de alta nos preços. Nova York mantém seu prêmio de preço, apesar da redução dos requisitos de capacidade. As zonas estaduais e do sul provavelmente se alinharão ao último inverno, a menos que haja mudanças na oferta.
As curvas de demanda deste inverno mostram três mudanças mensuráveis:
- O requisito de capacidade da cidade de Nova York diminui, enquanto o de Long Island aumenta. Essas alterações afetam o quão próximas as zonas estão da escassez.
- Os preços de referência e máximos sobem na cidade de Nova York e em Long Island. Esses aumentos ampliam a faixa de preço de inverno se a oferta ficar mais apertada.
- Os CAFs atualizados para 2025-26 aumentam o valor do UCAP para sistemas de quatro horas ou mais. Essas mudanças alteram a receita de capacidade confiável por MW.
1. Pagamentos de capacidade podem representar mais de 50% das receitas de BESS
O armazenamento de energia por bateria em Nova York gera receitas por meio de arbitragem de energia, serviços ancilares e capacidade confiável. A receita de capacidade confiável representa uma parcela significativa da renda anual.
Em 2023 e 2024, uma bateria hipotética de quatro horas poderia ter obtido até 50% de sua receita total apenas com pagamentos de capacidade. Sistemas de seis e oito horas recebem uma fatia maior, pois Fatores de Acreditação de Capacidade (CAFs) mais altos geram pagamentos de capacidade mais elevados por MW.
A receita de capacidade e sua confiabilidade são especialmente importantes ao avaliar diferentes durações de projetos BESS. Isso é ainda mais relevante porque:
- A receita se torna uma parcela cada vez maior do portfólio para recursos de maior duração (ou seja, 6+ horas)
- A receita de capacidade pode variar substancialmente entre os meses de verão e inverno, já que os CAFs de BESS variam por estação.
Para muitos projetos, a receita de capacidade confiável determina se os retornos permanecem acima dos limites de financiamento em Nova York, juntamente com o Crédito de Armazenamento Indexado.
2. Entendendo a estrutura do mercado de capacidade do NYISO
As curvas de demanda do NYISO substituem os lances para compra de capacidade nos leilões mensais. As curvas estabelecem os preços de liquidação com base na relação entre a oferta certificada e os requisitos mínimos de confiabilidade.
O mecanismo funciona assim: o NYISO calcula a capacidade total certificada para cada zona. Os geradores apresentam ofertas para vender capacidade. A curva de demanda se cruza com a oferta total para determinar o preço de liquidação. Todas as ofertas aceitas recebem esse preço uniforme.
Quando a oferta certificada fica abaixo do requisito mínimo, os preços sobem ao longo da parte íngreme da curva — incentivando novas entradas. Conforme a oferta excede o requisito, os preços caem ao longo da inclinação mais suave — sinalizando excesso. Quando a oferta atinge 112-118% do requisito (dependendo da zona), os preços chegam a zero no "ponto de cruzamento zero".
Para manter esses cálculos atualizados, o NYISO opera em um ciclo de quatro anos: um processo completo com stakeholders redefine as curvas, depois atualizações anuais com fórmulas predefinidas as mantêm entre os resets. O ciclo atual vai de 2025 a 2029. Esse reset trouxe uma mudança importante: o NYISO estabeleceu curvas de demanda separadas para verão e inverno para cada zona de capacidade, refletindo diferentes riscos sazonais de confiabilidade.
Requisitos caem em Nova York, mas aumentam em Long Island
O preço máximo de liquidação de inverno em Long Island saltou para US$ 70,81/kW-mês — superando Nova York como o maior teto de escassez do estado. Isso reverte o padrão do verão de 2024, quando o máximo de NYC (US$ 33,05/kW-mês) superava Long Island (US$ 27,78/kW-mês).
A mudança sazonal é dramática: o máximo de inverno de Long Island está 155% acima do nível do verão, enquanto o de NYC aumentou 66%. Zonas menos restritas mostram prêmios menores: Downstate subiu 12% para US$ 27,72/kW-mês e statewide aumentou 25% para US$ 22,62/kW-mês.
Long Island agora oferece o maior potencial de receitas de escassez do estado de Nova York.
Essas mudanças criam três sinais de investimento:
- Os requisitos mais baixos de Nova York reduzem o risco imediato de escassez.
- Tetos de preço mais altos em NYC e Long Island aumentam o potencial de receita.
- Requisitos mais rigorosos em Long Island criam o sinal mais forte de escassez.
3. O NYISO paga baterias com base na capacidade não forçada, não instalada
O NYISO remunera os recursos pela sua capacidade de apoiar a rede na hora de maior risco do inverno. Três conceitos definem esse processo.
Capacidade Instalada (ICAP) é a potência nominal do recurso. Capacidade Não Forçada (UCAP) é a parcela da ICAP esperada para estar disponível na hora de maior estresse. O Fator de Acreditação de Capacidade (CAF) determina quanto da ICAP contribui para a UCAP através de um rebaixamento.
Por exemplo, uma bateria de 100 MW com CAF de 0,78 fornece 78 MW de UCAP.
O NYISO paga o preço de liquidação em relação à UCAP. O CAF, portanto, determina a receita de capacidade. A tabela de CAF para o inverno de 2025–2026 muda a economia da duração.
Na cidade de Nova York, o CAF de quatro horas é 78,5%, enquanto o de duas horas é 64,9% — uma diferença de 21% em UCAP. Long Island mostra uma diferença ainda maior: o CAF de quatro horas chega a 87,1%, mas o de duas horas cai para apenas 52,7%, gerando uma diferença de 66%. Por outro lado, sistemas de seis e oito horas atingem CAFs entre 85–99% em todas as zonas. As diferenças entre zonas são impulsionadas por previsões de pico de eletricidade e restrições de capacidade em áreas de alta demanda, como Nova York.
CAF mais altos aumentam a receita de capacidade por MW, mesmo que a ICAP permaneça igual. Baterias de duas horas continuam elegíveis para pagamentos de capacidade, mas entregam menor UCAP. A estrutura do CAF reforça a relevância comercial de sistemas de quatro horas. Isso influencia a escolha de duração para novos projetos.
4. Nova York liquida 250% acima do nível estadual desde 2023
Os preços de capacidade de Nova York despencaram para quase zero no início de 2021, depois subiram de forma constante até 2023. Desde então, NYC mantém preços 250%+ acima do restante do estado — em média US$ 12-20/kW-mês, enquanto o valor estadual ficou entre US$ 2-6/kW-mês. A aposentadoria de térmicas reduziu a oferta local à medida que os requisitos de inverno aumentaram, apertando o equilíbrio oferta-demanda. A queda dos requisitos para 2025–2026 marca a primeira reversão dessa tendência.
As regras de contratação de capacidade local reforçam esse padrão:
- Zona J (Nova York): LSEs devem contratar 75,6% da demanda máxima prevista localmente.
- Zona K (Long Island): LSEs devem contratar 107,3%.
- Lower Hudson Valley (G–J): LSEs devem contratar 86,9%.
Como funcionam as restrições de localidade:
Limites de transmissão impedem que certos bolsões de carga importem capacidade ilimitada do restante do estado. O NYISO, portanto, define Requisitos de Capacidade Locacional (LCRs) para zonas restritas — percentuais mínimos da carga máxima local que devem ser atendidos com recursos locais.
O leilão liquida em sequência do mais ao menos restrito:
- Nova York liquida primeiro em seu LCR
- Long Island liquida em segundo
- G-J Localidade liquida em terceiro
- NYCA (estadual) liquida por último, incorporando todos os requisitos locais
O preço de liquidação de cada zona reflete seu próprio equilíbrio oferta-demanda. Zonas restritas normalmente liquidam com prêmios em relação ao preço estadual. Recursos localizados em zonas restritas podem vender localmente pelo preço zonal mais alto ou exportar para zonas menos restritas a preços menores.
O excesso de capacidade comprado em uma zona pode ser alocado para LSEs em outras zonas com base na proporção de carga, mas deve primeiro cumprir os requisitos de localidade.
5. Long Island e Nova York apresentam sinais de alta nos preços
O preço de liquidação de dezembro refletirá três mudanças: requisitos, tetos de preço e regras de acreditação. Esses fatores definem a exposição à escassez em cada zona.
Apenas 14 MW de BESS estão incluídos na avaliação de capacidade de inverno 2025-26 do NYISO, segundo o Gold Book e os rebaixamentos de inverno do NYISO. Trata-se de uma parcela insignificante do leilão de capacidade. Como a participação ainda é pequena, esses leilões são indicadores para as futuras receitas de BESS.
Perspectiva direcional com base no movimento das curvas de demanda
Os preços de referência e máximos sobem tanto em Nova York quanto em Long Island. Esses movimentos aumentam o preço potencial de liquidação se a disponibilidade no inverno cair.
1. O requisito de Nova York diminui enquanto os preços aumentam
O requisito de UCAP de NYC cai 6% em relação ao ano anterior. O preço de referência sobe 1% e o preço máximo salta 65%. Menos capacidade necessária, mas preços mais altos se a oferta apertar.
2. Long Island apresenta o maior potencial de alta nos preços
O requisito de UCAP de Long Island aumenta 2% — a única zona com aumento de requisitos. O preço de referência sobe 45% e o preço máximo dispara 155%. Requisitos mais altos e tetos de preço maiores aumentam a probabilidade de escassez.
3. Zonas estaduais e do sul permanecem estáveis
Os requisitos de UCAP sobem 1% no estado e caem 6% em Downstate (G-J Localidade). Os preços de referência caem 2-3% em ambas as zonas. Os preços máximos sobem 13-25%, mas a partir de bases mais baixas do que nos bolsões de carga.
6. Volatilidade de mercado nos leilões de capacidade
A volatilidade histórica em Nova York adiciona incerteza. A zona alterna rapidamente entre excesso e escassez durante o inverno. Outras zonas mostram mais consistência.
O requisito de capacidade de Nova York diminui. Isso afasta a zona da escassez e reduz o risco de falta de capacidade. O requisito de Long Island aumenta. Isso aproxima a zona da escassez. No entanto, os preços de capacidade de Long Island historicamente mostram menor flutuação em comparação à volatilidade de Nova York.
Métricas para desenvolvedores monitorarem em dezembro
Os desenvolvedores acompanharão quatro sinais quantificáveis:
- Como os preços de liquidação se comparam aos níveis de referência mais altos em Nova York e Long Island.
- Se os preços de capacidade em Downstate ou Long Island começam a se desvincular do estado, como ocorre com Nova York
- Como o requisito menor de Nova York interage com a disponibilidade do parque térmico e importações.
- Como sistemas de quatro horas liquidam em relação à sua vantagem de CAF à medida que a participação cresce.
Esses fatores influenciam o dimensionamento de dívida, premissas de hedge e escolha de duração para projetos de armazenamento em fase inicial e para aqueles na fila de interconexão
7. Conclusões
As curvas de demanda de inverno do NYISO refletem o prêmio de capacidade em Nova York e Long Island, associado à maior dificuldade e custo de construir nessas regiões. No entanto, o cenário é complexo. Por um lado, requisitos e tetos de preço se movem em direções diferentes entre as zonas. Por outro, os CAFs aumentam simultaneamente o valor do UCAP para sistemas de quatro horas. Além disso, resultados históricos reforçam esse padrão, confirmando a sensibilidade de preço no sul do estado.
Como resultado, o desfecho de dezembro indicará se o valor de escassez está aumentando ou se estabilizando nas zonas do sul. Para desenvolvedores que avaliam a duração dos projetos, as implicações são claras: receitas de capacidade de inverno mais altas fortalecem o caso para baterias de quatro horas em Nova York e Long Island. Olhando para frente, essas zonas oferecem os maiores retornos potenciais. Assim, à medida que a frota de armazenamento do estado cresce dos atuais 14 MW para múltiplos gigawatts na próxima década, os desenvolvedores devem priorizar essas localidades.
