A Tempestade de Inverno Fern provocou preços elevados e alta volatilidade em Nova York. A queda repentina nas temperaturas no final de janeiro desencadeou picos de preços em todo o estado. Os preços no mercado em tempo real atingiram US$ 1.942/MWh em 24 de janeiro e os preços do mercado do dia anterior chegaram a US$ 1.006/MWh poucos dias depois.

Os spreads TB1 do mercado do dia anterior tiveram média de US$ 108/MW/dia em janeiro. Os spreads TB1 do mercado em tempo real chegaram a US$ 184/MW/dia. Ambos foram os mais altos dos últimos 12 meses.

A tempestade elevou os Preços de Referência do interior do estado, um insumo essencial para o programa Index Storage Credit (ISC) da NYSERDA, em 74-90% na comparação anual. As zonas do interior convergiram com as zonas do sul do estado, tradicionalmente mais lucrativas. Para desenvolvedores que disputam contratos ISC, isso sinaliza maior competitividade para projetos no interior em condições de frio extremo.

Esta é a primeira edição do relatório de referência da Modo Energy sobre receitas de baterias no NYISO.

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Por que os Preços de Referência são importantes para baterias no NYISO?

Baterias em escala de rede no NYISO precisarão de contratos ISC para viabilizar seus projetos. Receitas puramente mercantis não cobrem os custos. Pelo ISC, a NYSERDA paga a diferença entre o Strike Price do projeto, que os desenvolvedores propõem com base em seus custos, e o Preço de Referência, um indicador das receitas de mercado.

O Preço de Referência é composto por dois elementos: o Reference Capacity Price (RCP), baseado nos preços spot UCAP e nos Fatores de Acreditação de Capacidade (CAF), e o Reference Energy Arbitrage Price (REAP), baseado nos spreads zonais TB do mercado do dia anterior para determinada duração da bateria. Este relatório usa uma bateria de 4 horas para ilustrar a movimentação desses preços.

Preços de Referência mais altos beneficiam os desenvolvedores de duas formas. Primeiro, reduzem o pagamento ISC necessário pela NYSERDA, melhorando a pontuação da proposta e aumentando as chances de conquistar o contrato. Segundo, projetos em zonas com Preço de Referência elevado podem propor um Strike Price um pouco maior e ainda assim permanecer competitivos, melhorando a viabilidade econômica.

O aumento dos Preços de Referência no interior do estado em janeiro mostra como a volatilidade do inverno pode mudar o cenário competitivo a favor dessas zonas.

Como os Preços de Referência convergiram em Nova York?

Em janeiro de 2025, os Preços de Referência do sul do estado eram quase o dobro dos de algumas zonas do interior. Nova York (NYC) liquidou a US$ 115/MW-dia enquanto o Oeste ficou em apenas US$ 55/MW-dia.

Janeiro de 2026 reduziu essa diferença. NYC subiu para US$ 130/MW-dia, um aumento de 14% em relação ao ano anterior. O Oeste chegou a US$ 95/MW-dia, alta de 74%. O Norte teve o maior crescimento, com 90%, saltando de US$ 59/MW-dia para US$ 112/MW-dia.

O resultado: zonas do interior que antes ficavam atrás em US$ 50-60/MW-dia passaram a ficar apenas US$ 20-35/MW-dia atrás no mês passado.

O que impulsionou os ganhos expressivos do interior?

Temperaturas mais baixas aumentam a demanda por aquecimento, o que coloca geradores mais caros na margem e amplia o spread entre preços de pico e fora de pico.

A onda de frio atingiu o interior com mais força do que o sul do estado. As mínimas médias em Albany caíram para perto de -18°C durante o período da tempestade, e Buffalo chegou a -16°C. As mínimas em Nova York e Long Island foram menos extremas, com -11°C e -12°C, respectivamente.

O clima assimétrico gerou preços assimétricos. Os spreads TB4 do Oeste no mercado do dia anterior quase dobraram em relação ao ano anterior, de US$ 145/MW-dia para US$ 286/MW-dia. No Norte, também dobraram, de US$ 161/MW-dia para US$ 352/MW-dia.

As zonas do sul do estado tiveram ganhos menores ou até quedas. Os spreads TB4 em tempo real de Long Island caíram 12% em relação ao ano anterior.

Que papel os preços de capacidade desempenharam?

O REAP impulsionou a convergência dos Preços de Referência, mas o RCP contribuiu de forma modesta.

O RCP das zonas A a E subiu de US$ 0,57/kW-mês para US$ 0,74/kW-mês, um aumento de 28% em relação ao ano anterior. O RCP de NYC, na verdade, caiu de US$ 1,37/kW-mês para US$ 1,23/kW-mês, queda de 10%, refletindo uma redução de 23% nos preços spot UCAP de NYC.

Por outro lado, o REAP do Oeste dobrou de US$ 36,29/MW-dia para US$ 71,62/MW-dia e o do Norte mais que dobrou, de US$ 40,31/MW-dia para US$ 88,00/MW-dia. Foi a arbitragem de energia, não a capacidade, que fechou a diferença.

Como os prêmios do mercado em tempo real criaram ganhos acima dos Preços de Referência?

Após a tempestade, os preços em tempo real chegaram perto de US$ 2.000/MWh enquanto os preços do mercado do dia anterior permaneceram abaixo de US$ 1.000/MWh. Essa diferença sistemática criou oportunidades para baterias operando no mercado em tempo real.

Os spreads em tempo real superaram os spreads do mercado do dia anterior em todas as zonas. Em todo o NYISO, os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 493/MW-dia, 35% acima do TB4 do dia anterior, de US$ 366/MW-dia.

Isso é relevante porque o REAP utiliza spreads zonais do mercado do dia anterior. Baterias que captam a volatilidade do mercado em tempo real superam sistematicamente o Preço de Referência, podendo exceder seu Strike Price ou apresentar propostas mais competitivas.

Os Serviços Ancilares agregaram valor acima do Preço de Referência?

Os preços de reserva girante dispararam para US$ 228/MWh em NYC em 24 de janeiro. Apenas esse dia representou mais de 50% do valor mensal das reservas.

Os preços de regulação também subiram, acompanhando de perto as reservas durante a tempestade. Os padrões foram semelhantes em NYC, Sudeste de NY, Capital e todas as demais zonas do estado.

Serviços Ancilares representam ganhos além do Preço de Referência. Baterias que acumularam receitas de AS durante a tempestade capturaram valores que nem o RCP nem o REAP refletem.

Os preços foram impulsionados pela demanda ou pela oferta?

Fatores do lado da oferta foram os responsáveis pelos extremos de preço, não apenas a demanda.

Após a tempestade, os preços permaneceram elevados mesmo quando a carga líquida se igualou às condições de janeiro de 2025. Com 20-22 GW de carga líquida, os preços de janeiro de 2025 ficaram abaixo de US$ 200/MWh. Com a mesma carga líquida após a tempestade, janeiro de 2026 registrou preços entre US$ 200/MWh e US$ 800/MWh.

A carga média subiu apenas 0,8% em relação ao ano anterior. A carga de pico aumentou 2,8%. Esses aumentos modestos de demanda não explicam preços múltiplos vezes maiores que no ano anterior.

A matriz de geração explica a resposta dos preços?

A matriz de geração mudou, mas não foi incomum. A geração por combustíveis fósseis aumentou em 2 GW durante a onda de frio para atender à demanda elevada. Geração a gás natural e dual fuel foi acionada nos picos da manhã e da noite.

No entanto, o padrão de despacho acompanhou o restante do mês e janeiro de 2025. A matriz de geração sozinha não explica os extremos de preço.

O gás impulsionou os picos desproporcionais de preço

Os preços do gás dispararam para US$ 31/MMBtu durante a onda de frio, ante cerca de US$ 3/MMBtu no início do mês. Restrições nos gasodutos e congelamento de equipamentos reduziram a oferta justamente quando a demanda para aquecimento atingiu o pico.

Os preços de energia acompanharam de perto o gás durante o período da tempestade. A combinação de custos de combustível em alta e restrições na geração elevou os preços da energia para US$ 700-800/MWh, bem acima do que a demanda sozinha explicaria.

Onde o posicionamento nodal agrega valor?

A precificação nodal adicionou até US$ 30/MW-dia de arbitragem de energia acima dos Preços de Referência zonais em janeiro de 2026. Nós do centro do estado de Nova York tiveram as maiores vantagens. O nó da Cornell ofereceu um prêmio de US$ 29,71/MW-dia sobre o Preço de Referência de sua zona.

Os nós de Far Rockaway, em Long Island, também apresentaram bom desempenho, com cerca de US$ 21,64/MW-dia acima da referência zonal.

Implantar projetos em nós de alta vantagem permite aos desenvolvedores propor Strike Prices mais baixos ou manter uma margem adicional acima do Preço de Referência como lucro. Com o aumento da competição no ISC, a análise nodal torna-se cada vez mais importante para a viabilidade econômica dos projetos.

O que janeiro nos mostra sobre as oportunidades para baterias no NYISO?

Janeiro demonstrou que a competitividade do interior pode melhorar drasticamente durante eventos de estresse no inverno. O aumento de 74-90% nos Preços de Referência do interior reduziu a vantagem tradicional do sul do estado.

Essa convergência refletiu um choque sistêmico nos preços dos combustíveis, e não restrições de transmissão. Com congestionamento mínimo limitando as importações para NYC e Long Island, os preços do interior e do sul do estado se moveram juntos.

Mas esse pode não ser o único padrão para os próximos invernos. Se mais usinas térmicas de NYC e Long Island forem desativadas e a Champlain Hudson Power Express tiver desempenho abaixo do esperado durante eventos de frio intenso, o sul do estado pode voltar a enfrentar escassez localizada e ampliar a diferença novamente.

Para desenvolvedores avaliando propostas ISC, a conclusão é complexa. A volatilidade do inverno pode aumentar a competitividade do interior quando as restrições de oferta são sistêmicas. Mas a escassez localizada por restrições de transmissão no sul do estado continua possível, o que pode favorecer projetos em NYC e Long Island.

Além do próprio Preço de Referência, a captura de volatilidade em tempo real, a combinação de receitas de Serviços Ancilares e o posicionamento nodal oferecem caminhos para superar o benchmark. Baterias que aliam localização favorável à flexibilidade operacional teriam capturado múltiplos do índice zonal durante a tempestade.

Esta é a primeira edição do relatório de referência da Modo Energy sobre receitas de baterias no NYISO. Assinantes da Modo Energy Research podem acessar dados nodais detalhados e benchmarks por ativo no Modo Terminal.