A oportunidade para baterias no NYISO cresce lentamente, atinge o pico tardiamente e permanece estável. Os spreads TB4 começam em US$ 50 mil/MW-ano, caem para US$ 39 mil/MW-ano até 2030, recuperam para US$ 55 mil/MW-ano até 2041 e se mantêm acima de US$ 50 mil/MW-ano até 2049. Os preços no atacado seguem um padrão semelhante: os preços ATC (Around the Clock) caem de US$ 38,5/MWh para US$ 33/MWh até 2028, sobem para US$ 49/MWh até 2041 e se estabilizam em US$ 37/MWh.

A demanda anual cresce 55% ao longo do horizonte de previsão, com o pico de demanda subindo de 28,5 GW para 44,6 GW. O sistema permanece fortemente dependente do gás, com a participação do gás natural aumentando de 42% para 53% do suprimento total.

As zonas do norte do estado oferecem os maiores spreads de arbitragem, impulsionados por quedas mais acentuadas nos preços ao meio-dia devido à energia solar instalada atrás do medidor. Na região sul, a cidade de Nova York apresenta os preços de capacidade mais altos, refletindo restrições persistentes de transmissão que mantêm a zona apertada.

Principais destaques

• Após a liberação da fila de interconexão por volta de 2030, o modelo de expansão da Modo Energy prioriza principalmente gás na próxima década. Não há novas instalações solares ou de baterias front-of-meter até o início dos anos 2040, quando o aumento dos preços finalmente torna uma segunda onda viável economicamente.
• Novas transmissões, incluindo a CHPE, viabilizam importações líquidas de 29 TWh até o final dos anos 2030. As importações então caem para 4 TWh até 2049, à medida que o suprimento local absorve a demanda.
• O sistema passa a ter pico no inverno no final dos anos 2030, criando uma segunda temporada de receitas para baterias sem prejudicar a oportunidade de verão. O artigo sobre demanda do NYISO da Modo Energy detalha essa mudança.
• Os spreads médios TB4 variam de US$ 39 mil a US$ 55 mil/MW-ano até 2049. Proprietários de baterias veem retornos estáveis durante todo o período de previsão.
• As zonas oeste (A e B) alcançam US$ 77 mil/MW-ano de TB4 até 2041, quase o dobro dos US$ 41 mil/MW-ano da cidade de Nova York. Porém, os preços de capacidade em NYC chegam a US$ 62/kW-mês, criando uma segunda fonte de receita que pode compensar eventuais déficits de arbitragem.

Gás domina a nova oferta enquanto renováveis estagnam nos anos 2030

A geração anual de gás natural quase dobra, de 59 TWh para 114 TWh. Sua participação no suprimento total sobe de 42% para 53%. Os fatores de capacidade do gás também aumentam de 26% para 42%, pois as usinas operam mais para atender à crescente demanda.

Nuclear (25 TWh) e hidrelétrica (26 TWh) permanecem estáveis ao longo da previsão.

A energia solar cresce de 2,0 para 14,8 TWh e a eólica de 8,8 para 32,0 TWh. Juntas, atingem 22% do suprimento até 2049. Ainda assim, as renováveis permanecem como minoria na matriz de geração durante todo o período analisado.

Após a liberação da fila de interconexão por volta de 2030, o modelo de expansão da Modo Energy favorece o gás como principal tecnologia de novas instalações. Não há solar front-of-meter até 2040. A capacidade de baterias também fica estagnada em 5,6 GW até o início dos anos 2040, quando uma segunda onda eleva o total para 7,4 GW.

As importações líquidas para o NYISO também sobem para quase 29 TWh até o final dos anos 2030, com a CHPE trazendo energia hidrelétrica canadense para o sul do estado de Nova York. A partir daí, as importações caem gradualmente para 4 TWh até 2049, à medida que a demanda local crescente é atendida por nova capacidade doméstica.

Como resultado dessa matriz de geração, o gás define tanto o preço de pico quanto o de vale na maioria das zonas e dias. Assim, a oportunidade de arbitragem para baterias depende de quando o gás opera com maior intensidade e de quando a solar atrás do medidor reduz a demanda ao meio-dia.

Preços seguem um longo platô: oferta fica atrás da demanda e depois alcança

Os preços ATC caem de US$ 38,5/MWh em 2026 para US$ 33/MWh em 2028, sobem para US$ 49/MWh até 2041 e se estabilizam em US$ 37/MWh. O sistema nunca enfrenta uma crise aguda de oferta porque o gás, a fonte mais barata de capacidade firme despachável no modelo, continua sendo instalado junto com a demanda para garantir confiabilidade no curto prazo.

A queda após 2041 coincide com a oferta alcançando a demanda. A capacidade renovável cresce cerca de 50% entre 2041 e 2049, à medida que solar e eólica se expandem. A capacidade de gás aumenta 30% para atender aos picos de inverno, criando folga adicional. Enquanto isso, o crescimento da demanda desacelera de cerca de 3% ao ano para menos de 2%.

A Zona J (NYC) mantém um prêmio persistente e crescente em relação às zonas do norte. O spread entre NYC e as Zonas A/B aumenta de menos de US$ 1/MWh em 2026 para US$ 17/MWh até 2049, já que restrições de transmissão mantêm os preços do sul elevados, enquanto os preços do norte caem cerca de 17% no período analisado.

Preços ao meio-dia caem enquanto preços noturnos sobem, atingindo o pico no início dos anos 2040

O perfil horário dos preços se acentua à medida que a eletrificação desloca a carga para o período da noite e madrugada. Em 2026, o spread TB1 ao longo do ano é de cerca de US$ 31/MWh. Em 2040, ele se amplia para US$ 37/MWh, com preços noturnos chegando a US$ 63/MWh, enquanto o vale do meio-dia permanece próximo de US$ 26/MWh.

Após 2040, tanto o teto noturno quanto o piso do meio-dia caem à medida que nova oferta entra no mercado. O spread se estreita levemente, mas permanece acima de US$ 30/MWh até 2049, preservando a janela central de arbitragem mesmo com a redução dos preços absolutos.

Os perfis sazonais contam histórias diferentes. Os perfis de inverno são mais acentuados e elevados ao longo da previsão, com preços noturnos acima de US$ 100/MWh em 2040. Em contraste, os perfis de verão mostram os vales mais profundos ao meio-dia, pois a solar atrás do medidor reduz a demanda à tarde. No final dos anos 2040, os preços de verão ao meio-dia caem para menos de US$ 11/MWh em alguns anos.

O artigo sobre demanda da Modo Energy detalha como a eletrificação predial e a recarga de veículos elétricos combinam-se para criar uma janela de descarga de 9 horas no inverno até 2050. Os perfis de preços acima refletem essa mudança estrutural no perfil de carga.

Spreads TB4 permanecem estáveis, variando de US$ 39 mil a US$ 55 mil/MW-ano até 2049

A movimentação dos preços no atacado impulsiona os spreads TB4. Essa é a principal receita de arbitragem capturada por uma bateria no NYISO.

O TB4 para todo o NYISO segue um formato de U suave: US$ 50 mil/MW-ano em 2026, caindo para US$ 39 mil em 2030, recuperando para US$ 55 mil até 2041 e mantendo-se em US$ 51 mil até 2049.

As diferenças entre zonas são grandes. As zonas A e B sobem para US$ 77 mil/MW-ano até 2041, impulsionadas por amplos spreads diários devido à solar, antes de caírem para US$ 61 mil/MW-ano. A Zona J permanece mais estável, recuperando apenas para US$ 41 mil/MW-ano até 2041. O gás define tanto o pico quanto o vale em NYC, resultando em menor compressão ao meio-dia.

Para comparação, o TB4 médio no NYISO foi de US$ 34 mil/MW-ano entre 2019 e 2024, variando de US$ 18 mil em 2020 a US$ 66 mil em 2022. A faixa prevista de US$ 39 mil a US$ 55 mil/MW-ano fica consistentemente acima da média histórica.

Preços de capacidade em NYC chegam a US$ 62/kW-mês, mas a acreditação define o que as baterias recebem

Os preços de capacidade acrescentam uma camada distinta de receita. NYC lidera com US$ 20,7/kW-mês em 2026, subindo para US$ 62/kW-mês até 2044, mantendo um prêmio quase 5x maior que as demais localidades.

Long Island é a mais volátil, variando de menos de US$ 2/kW-mês a mais de US$ 30/kW-mês antes de convergir com as outras zonas não-NYC nos anos 2040.

No entanto, os preços de capacidade de referência não representam o que uma bateria realmente recebe. Os Fatores de Acreditação de Capacidade (CAF) descontam a contribuição de um recurso com base na duração e disponibilidade nos horários de pico. Uma bateria de 4 horas recebe um CAF bem abaixo de 1,0, então a receita efetiva é significativamente menor que o preço de liquidação. A previsão da Modo Energy inclui CAFs específicos por duração, zona e ano para assinantes.

O que isso significa para desenvolvedores, investidores e financiadores?

O caso de investimento no NYISO não é sobre acertar o pico. Os spreads TB4 permanecem acima de US$ 39 mil/MW-ano por 24 anos. A questão é se as receitas combinadas — arbitragem, capacidade e eventuais contratos Index Storage Credit (ISC) — fecham a conta após considerar perdas no ciclo, degradação e despacho imperfeito.

A geografia divide o mix de receitas. NYC oferece a maior receita total por meio de pagamentos de capacidade e elegibilidade ao ISC. As zonas do norte oferecem spreads TB4 mais amplos, mas dependem mais do desempenho no mercado de energia.

A previsão da Modo Energy abrange os três fluxos de receita, além de serviços ancilares, por zona e ano. Para um detalhamento completo de como essas premissas se traduzem em retornos no nível de projeto, entre em contato pelo e-mail aaron@modoenergy.com.