A cidade de Nova York (Zona J) e Long Island (Zona K) oferecem os maiores spreads Top-Bottom (TB) no NYISO.

Entre 2023 e 2025, o spread médio diário TB4 da Zona K foi de US$ 254/MW-dia, 30% maior que o spread de US$ 195/MW-dia da Zona J e 144% acima da média estadual. Em dias extremos, a diferença aumenta ainda mais. O spread máximo da Zona K atingiu US$ 11.642/MW-dia em junho de 2025, 78% maior que o pico da Zona J.

Esses spreads refletem restrições de transmissão que limitam as importações durante os períodos de maior demanda. As restrições da Zona K diminuem até 2030, quando o Propel NY entra em operação. As da Zona J persistem até 2034, já que as aposentadorias superam as novas adições.

Pontos-chave

• O spread médio da Zona K é 30% maior que o da Zona J, mas as zonas apresentam diferenças fundamentais nas oportunidades de arbitragem.
• A Zona J perderá quase 1 GW de capacidade fóssil até 2030. A transmissão e a energia eólica offshore não substituem totalmente a geração local nos períodos de pico devido às regras de acreditação de capacidade.
• O déficit de segurança de transmissão em Long Island se encerra até 2030, quando o Propel NY entra em operação. O da Zona J persiste até 2034.
• Long Island enfrenta de 1 a 4 horas de déficit de segurança de transmissão por dia de pico de verão. Nova York enfrenta de 6 a 13 horas, criando janelas mais longas para arbitragem.

Zona K oferece spreads mais altos, enquanto a Zona J tende a ter spreads mais duradouros

Long Island (Zona K) apresenta spreads mais altos em uma janela mais curta. A cidade de Nova York (Zona J) apresenta spreads mais baixos, porém ao longo de um déficit estrutural de vários anos.

Ambas as zonas enfrentam restrições de transmissão. Quando a demanda local supera a oferta e a capacidade de importação, os preços em tempo real disparam e baterias com capacidade disponível podem capturar arbitragem por várias horas.

No Status Quo, a Zona J enfrenta entre 6 e 13 horas de déficit de segurança de transmissão por dia de pico de verão até 2030, com a demanda superando a oferta em 500–1.130 MW. A janela de déficit da Zona K é menor: 1 a 4 horas, com déficits de 39–254 MW. Durante esses eventos de déficit intradiários, o NYISO teria que acionar geração emergencial para atender à demanda local e evitar o corte de carga firme.

Mesmo com todos os projetos planejados em operação, a Zona J continua em risco: 68 MW durante 5 horas em 2029, aumentando para 148 MW em 6 horas em 2030. As margens da Zona K se tornam positivas assim que o Propel NY entra em operação.

Essa diferença na duração da escassez explica porque o potencial de spread da Zona J persiste por mais tempo.

As janelas de déficit projetadas de 6 a 13 horas da Zona J criam condições semelhantes para spreads sustentados. As janelas de 1 a 4 horas da Zona K oferecem picos mais altos, porém mais agudos.

Por quanto tempo dura a oportunidade para novos BESS?

Ambas as zonas enfrentam restrições de transmissão. Quando as margens se aproximam de zero, os preços em tempo real disparam e baterias com capacidade disponível podem capturar arbitragem por várias horas. A questão é por quanto tempo essas restrições persistem em cada zona.

Assinantes do Modo Energy Research podem acessar o artigo completo para explorar se os fatores que impulsionam esses spreads vão mudar e por quanto tempo a janela de oportunidade para BESS permanecerá aberta.

Geradores antigos da Zona J ampliam spreads TB nas horas de pico de carga

A frota de turbinas a vapor de Nova York tem idade média de 66 anos, enquanto a frota fóssil estadual tem média de 43 anos. Em comparação, a frota do ISO-NE tem média de 29 anos e a do ERCOT, 32 anos.

Até 2030, Nova York perderá quase 1 GW de capacidade fóssil devido a aposentadorias e padrões climáticos. A transmissão e a energia eólica offshore não substituem totalmente essa capacidade. A energia eólica offshore recebe apenas 10% de acreditação no pico do verão. Novos links de transmissão dificilmente suportarão o sistema durante eventos de pico de carga, seja por capacidade limitada de exportação ou falta de obrigações contratuais (CPHE só fornece energia no verão). Atender à carga em uma zona com restrição de transmissão exige oferta local: geração, armazenamento ou resposta da demanda fisicamente dentro da restrição.