​Os preços no atacado de fevereiro se estabilizaram após os extremos causados pela tempestade de inverno de janeiro, com os preços em tempo real caindo de mais de US$ 200/MWh para menos de US$ 60/MWh até o final do mês.

Os spreads em tempo real do TB1 se normalizaram em US$ 116/MW-dia, praticamente estáveis em relação ao ano anterior, enquanto os spreads do TB1 no mercado do dia anterior ficaram em US$ 71/MW-dia. Mas a convergência dos Preços de Referência gerada pela onda de frio de janeiro não se desfez após a tempestade. As temperaturas mais baixas no interior elevaram os Preços de Arbitragem de Energia de Referência (REAPs) em janeiro, e esse aumento se manteve em fevereiro, mantendo a maioria das zonas próximas de US$ 90/MW-dia.

A cidade de Nova York continuou sendo um ponto fora da curva, mas devido a prêmios de capacidade e não de arbitragem de energia.

Preços de fevereiro e spreads do TB recuaram do pico de janeiro enquanto os mercados se recuperavam da Tempestade de Inverno Fern

Os preços e spreads do TB em fevereiro voltaram à linha de base do ano anterior, sugerindo que o mercado subjacente não mudou fundamentalmente fora dos eventos de tempestade.

Os preços do Dia Anterior e em Tempo Real começaram fevereiro acima de US$ 200/MWh e caíram de forma constante, chegando a menos de US$ 60/MWh até o final do mês. O impacto residual da Tempestade de Inverno Fern concentrou-se nos primeiros nove dias.

Em meados de fevereiro, o perfil diário dos preços já havia se normalizado. Comparado a fevereiro de 2025, quando os preços mal ultrapassaram US$ 100/MWh no pico, a primeira semana de fevereiro de 2026 se destacou. O restante do mês teve comportamento semelhante ao do ano anterior.

A mesma normalização foi observada nos spreads. Os spreads em tempo real do TB1 ficaram em média em US$ 116/MW-dia, praticamente estáveis em relação a fevereiro de 2025 (US$ 117/MW-dia). O TB1 do Dia Anterior ficou em US$ 71/MW-dia, acima dos US$ 49/MW-dia de um ano antes. O pico de TB1 em janeiro, impulsionado pela tempestade, de US$ 184/MW-dia, permanece fora da curva.

Como as condições de mercado de fevereiro se refletiram nos Preços de Referência?

Em fevereiro de 2025, NYC, Capital e Long Island lideraram os Preços de Referência por zona, enquanto as zonas do oeste ficaram bem atrás. Fevereiro de 2026 foi diferente. A maioria das zonas teve Preços de Referência em torno de US$ 90/MW-dia, reduzindo a diferença entre o interior e a região metropolitana. NYC foi a única exceção, mantendo um prêmio impulsionado pela dinâmica de capacidade e não pela arbitragem de energia.

O que impulsionou o REAP entre as zonas?

O REAP é baseado nos spreads TB4 do Dia Anterior, e em fevereiro de 2026 esses spreads ficaram mais equilibrados entre as zonas. Em fevereiro de 2025, Capital foi um grande ponto fora da curva, com US$ 262/MW-dia no Dia Anterior e US$ 346/MW-dia em Tempo Real. Essa diferença diminuiu em 2026, com West chegando a US$ 213/MW-dia no Dia Anterior e US$ 302/MW-dia em Tempo Real, e a maioria das zonas agrupada em uma faixa semelhante. A onda de frio de janeiro elevou os spreads TB4 no interior, e esse aumento se manteve em fevereiro, sustentando a semelhança zonal nos REAPs.

O que aconteceu com os preços de capacidade?

A vantagem do RCP de NYC em relação às zonas do interior se reduziu significativamente em 2026. O principal fator foram os preços UCAP: os preços spot de NYC caíram 23% em relação ao ano anterior, enquanto no restante do estado subiram 21%, reduzindo o prêmio de 2,7x para 1,7x.

Long Island, apesar de compartilhar os preços de capacidade não forçada com o restante do estado, manteve um Preço de Referência de Capacidade mais alto que as zonas do interior devido ao seu Fator de Acreditação de Capacidade (CAF) mais forte. Essa vantagem do CAF é um diferencial importante para desenvolvedores que participam do ISC, especialmente quando os preços de capacidade estão estáveis em todo o estado.

Os Serviços Ancilares agregaram valor acima do Preço de Referência?

Os preços de regulação começaram fevereiro próximos de US$ 70/MWh, ainda sob efeito dos altos valores provocados pela tempestade de janeiro. Eles se estabilizaram em torno de US$ 10–15/MWh até o fim do mês. Os preços de reserva também caíram ao longo do mês, mas de forma menos acentuada.

Serviços Ancilares representam um ganho adicional acima do Preço de Referência. Baterias que capturaram receitas de AS na primeira semana de fevereiro obtiveram valor significativo que nem o RCP nem o REAP refletem. Essa janela se fechou gradualmente ao longo do mês.

O que sustentou a normalização dos preços?

A matriz de geração em fevereiro foi amplamente semelhante à do ano anterior. Maior demanda e menor geração eólica em 2026 foram compensadas por geração adicional a gás e dual fuel, mas fora isso, a composição da matriz foi praticamente idêntica.

Os preços dos combustíveis explicam a velocidade da normalização. O gás natural atingiu o pico de quase US$ 30/MMBtu durante a onda de frio do final de janeiro e voltou para cerca de US$ 5/MMBtu no início de fevereiro. Os preços de energia acompanharam de perto o gás durante todo o período. A rápida convergência confirma que os extremos de janeiro foram impulsionados pelo combustível e não por fatores estruturais.

Nós centrais do interior de Nova York alcançaram até US$ 15/MW-dia acima do Preço de Referência em fevereiro de 2026

Nós centrais ofereceram os maiores prêmios sobre os Preços de Referência zonais em fevereiro de 2026, com os melhores nós chegando a cerca de US$ 15/MW-dia acima dos seus Preços de Referência. Os resultados nodais de NYC foram mais dispersos. A maioria dos nós ficou próxima da média da zona, mas um grupo de nós em Staten Island e Queens ficou de US$ 8 a US$ 18/MW-dia abaixo dela, com o nó Astoria sendo o pior desempenho.

Implantar projetos em nós de maior vantagem permite aos desenvolvedores ofertar Preços de Exercício menores ou manter uma margem adicional acima do Preço de Referência como receita. Conforme a competição pelo ISC se intensifica, a análise nodal se torna cada vez mais importante para a viabilidade econômica dos projetos.

O que fevereiro nos mostra sobre oportunidades para baterias no NYISO?

Fevereiro confirmou que os preços no atacado foram impulsionados por eventos. Os preços de energia retornaram à linha de base do ano anterior após a tempestade, e o spread TB1 em tempo real de US$ 116/MW-dia também é consistente com o ano anterior. Mas a convergência dos Preços de Referência entre as zonas persistiu, sustentada pelo aumento do REAP no interior iniciado pela onda de frio de janeiro. Esse não é o padrão típico de fevereiro, e se isso representa uma mudança duradoura no piso de preços do interior ficará mais claro com os dados da primavera.

A mudança estrutural a ser observada do lado da capacidade é a queda do preço spot UCAP de NYC. Neste inverno, isso reduziu o prêmio tradicional da região metropolitana de 2,7x para 1,7x. Se a tendência continuar durante o período de capacidade do verão, vai comprimir a vantagem do RCP que os projetos de NYC contam, tornando as zonas do interior mais competitivas nas próximas rodadas de ISC.