Os preços de capacidade em Nova York estão disparando neste verão. O leilão spot mensal fechou em US$ 32,6/kW-mês em maio e US$ 32,5/kW-mês em junho. Este é um recorde, 67% acima do maior valor anterior da zona e mais do que o dobro dos preços de maio e junho de 2025.

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O principal fator é a escassez de geração em uma zona com restrição de transmissão, junto com requisitos de confiabilidade mais altos para o verão em NYC. No reajuste de 1º de maio, a capacidade excedente de Nova York caiu 1 GW, de 1.050 MW para dígitos simples. Dois terços do aumento de preço vieram desse aperto, enquanto uma curva de demanda mais alta respondeu pelo restante.

Principais destaques

• Os preços de capacidade em Nova York atingiram US$ 32,6/kW-mês em maio de 2026, um recorde 67% acima do valor anterior. Os preços de liquidação do verão de 2026 são mais do que o dobro dos do verão de 2025.
• A geração disponível da cidade caiu cerca de 617 MW no verão, mais do que o aumento de 435 MW em sua necessidade. Juntos, eliminaram um excedente de 1 GW em capacidade ofertada.
• Para baterias, o pico representa US$ 25.600/MW-mês, ou US$ 5 milhões em maio e junho para um sistema de 100 MW e quatro horas.
• Long Island e o restante do estado também bateram recordes, mas permaneceram três vezes menores, entre US$ 8 e US$ 12/kW-mês (Long Island subiu 11%, o restante do estado subiu 29%).

Nova York historicamente liquida acima do restante do estado

Nova York está atrás de uma restrição de transmissão. Uma parcela mínima de sua demanda máxima deve ser atendida por geração local e não pode depender totalmente de energia mais barata do interior do estado. Por isso, existe um prêmio de preço: desde 2023, Nova York liquida mais de 250% acima dos níveis do restante do estado.

Além disso, os preços de capacidade em todas as regiões sobem todo verão quando o sistema fica mais apertado. O verão de 2026 foi além de todos os anteriores, um recorde 67% acima do pico anterior.

Long Island subiu 11% acima de seu próprio recorde, e o preço do restante do estado, 29%.

O que isso significa para baterias

Uma bateria recebe pagamentos de capacidade após considerar fatores de acreditação sobre o preço de liquidação. Em NYC, um sistema de quatro horas tem fator de acreditação de 78,5% e arrecada US$ 25.600/MW-mês neste verão.

Para um sistema de 100 MW, isso representa US$ 5 milhões em pagamentos de capacidade apenas em maio e junho.

O pagamento é o dobro do verão de 2025 e mais de cinco vezes o nível do inverno 2025-26. Long Island e o restante do estado recebem muito menos, pois mantiveram seu excedente. Os pagamentos também escalam conforme a duração: uma bateria de maior duração recebe acreditação maior e ganha mais por MW.

Como o preço de capacidade de Nova York chegou a US$ 33/kW-mês

A mudança de US$ 6 para US$ 33/kW-mês se divide em três etapas. A escassez foi o principal fator: com o excedente zerado, o leilão fechou no ponto de referência de 100% da capacidade. Uma curva sazonal mais alta e a troca da unidade de referência para uma BESS de 2 horas completaram a alta.

O Champlain Hudson Power Express, uma linha de transmissão de 1.250 MW, foi energizada em 13 de maio, mas perdeu o prazo de notificação do leilão. Por isso, a linha não pôde ser contabilizada como capacidade local de NYC.

O que está impulsionando o pico neste verão?

Três fatores apertaram o mercado ao mesmo tempo. O requisito aumentou, a oferta elegível foi reduzida e o Champlain Hudson Power Express ficou inelegível para os leilões de maio e junho.

O reajuste de 1º de maio elevou a exigência de capacidade não forçada de Nova York em 435 MW, de 8.051 MW para 8.486 MW. Enquanto isso, o Requisito de Capacidade Localizada (LCR) da Zona J subiu de 78,5% para 82,6%. A carga máxima prevista quase não mudou (+0,5%), confirmando que foi um aumento de requisito, não de demanda.

Além das mudanças de requisito, a oferta de NYC diminuiu em relação ao inverno de 2025. No calor do verão, usinas térmicas perdem potência: suas classificações confiáveis caem, então recebem menos acreditação de capacidade. A capacidade concedida à cidade caiu 617 MW entre os períodos, de 9.108 MW para 8.491 MW.

Os três fatores puxaram para o mesmo lado: a queda de 617 MW na oferta e o aumento de 435 MW no requisito somaram-se ao excedente de cerca de 1.050 MW que desapareceu sem substituição.

A curva de demanda de capacidade do NYISO também foi reajustada para cima

Dois fatores elevaram a curva de demanda no reajuste de verão. Primeiro, a unidade de referência mudou de uma usina a gás natural para uma bateria de duas horas. Seu fator de tradução ICAP-UCAP é menor, 56% contra 65%, o que aumenta o preço de referência. Segundo, a própria curva subiu devido à mudança no Custo Líquido de Nova Entrada da unidade de referência e à adoção dos requisitos locais de verão.

O NYISO reajusta a curva a cada período de capacidade. Neste verão, o ponto de referência ICAP de NYC subiu de US$ 14,6 para US$ 17,8/kW-mês. Junto com o fator de acreditação menor, isso elevou o ponto de referência UCAP, o preço para 100% do requisito. Subiu 41%, de US$ 23,1/kW-mês no inverno para US$ 32,7/kW-mês no verão.

No inverno, a cidade liquidou abaixo da curva, com cerca de 1.050 MW de excedente e preço perto de US$ 6/kW-mês. No verão, liquidou no ponto de referência, sem excedente, a US$ 32,6/kW-mês.

Perspectivas para o mercado de capacidade do NYISO em 2026

O leilão de julho deve corrigir os preços para baixo. O Champlain Hudson se tornará elegível, adicionando 1.250 MW dentro da cidade, o que deve aliviar os preços no restante do verão.

Mas a linha não reverte a tendência de fundo. Usinas térmicas continuarão a aposentar, o parque remanescente segue envelhecendo e a demanda de eletricidade de Nova York está crescendo. A cidade agora está a um verão de distância de outro pico de preços.

Se um grande recurso não puder ofertar ou o próprio CHPE sair do ar, o excedente desaparece novamente. Projetos de grande porte elegíveis para o mercado de capacidade na Zona J, ao contrário dos BESS BTM, podem então lucrar com pagamentos elevados.