​Fevereiro de 2026 apresentou algumas das melhores condições já registradas para receitas de baterias no PJM. Os preços de Regulação atingiram US$ 194/MWh, um novo recorde após a reformulação do mercado de Regulação do PJM em outubro de 2025. Os spreads Real-Time Top-Bottom (TB1) chegaram a US$ 223/MW-dia, o maior valor dos últimos 12 meses.

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Uma bateria de 1 MW e 4 horas poderia ter obtido US$ 56/kW-mês de valor combinado em Regulação, arbitragem de energia em tempo real e pagamentos de capacidade. As receitas reais provavelmente foram ainda maiores: o componente de Regulação dessa estimativa usa a média das receitas realizadas de outubro a dezembro de 2025, antes do recente salto de preços.

As receitas de fevereiro aumentaram 60% em relação ao mês anterior. Para comparação, em janeiro de 2026 o valor foi de US$ 35/kW-mês, também um mês forte devido à Tempestade de Inverno Fern.

Preços de Regulação atingem recorde de US$ 194/MWh em fevereiro após a reformulação do mercado

Os preços médios de liquidação de Regulação foram de US$ 194/MWh em fevereiro, um forte aumento frente aos US$ 139/MWh de janeiro e mais de 5 vezes acima dos US$ 37/MWh de fevereiro de 2025. Só este preço já indica que fevereiro será o mês mais forte já registrado para baterias no PJM.

A Regulação tem sistematicamente superado outros serviços ancilares. As reservas sincronizadas e primárias tiveram média de cerca de US$ 4/MWh em fevereiro.

Preços de Regulação nas rampas sobem mais de 10x em relação ao ano anterior

O perfil de preços intradiários de fevereiro de 2026 mostra exatamente onde o valor esteve concentrado. Durante as rampas matinais e noturnas, os preços de Regulação a cada 5 minutos superaram regularmente US$ 750/MWh.

Em fevereiro de 2025, os preços de Regulação nas rampas ficaram bem abaixo de US$ 100/MW/h. O contraste reflete o ajuste contínuo do mercado após a reformulação: menos participantes qualificados, exigência de Regulação com baixa adesão e condições de escassez agravadas pela persistência dos efeitos da tempestade de inverno.

Spreads de energia em tempo real atingem máxima de 12 meses, impulsionados pela volatilidade pós-tempestade na primeira quinzena

O perfil de preços de energia de fevereiro se dividiu em duas metades distintas. Os preços em tempo real foram altamente voláteis na primeira semana e meia, com picos intradiários chegando a quase US$ 1.000/MWh no início do mês e um pico acentuado por volta de 8 de fevereiro. Depois, os preços se estabilizaram significativamente na segunda metade do mês.

A volatilidade no início do mês refletiu o rastro deixado pela Tempestade de Inverno Fern. Paradas forçadas herdadas de janeiro ficaram acima de 10 GW, mantendo o sistema apertado com as temperaturas baixas no Meio-Atlântico e Nordeste.

Os preços do mercado Day-Ahead foram mais baixos e estáveis ao longo de todo o período, subestimando consistentemente o risco de rampas no mercado em tempo real.

Os spreads TB1 em tempo real tiveram média de US$ 223/MW/dia no mês, mais que o dobro da média Day-Ahead de US$ 106/MW/dia e o maior valor em tempo real dos últimos 12 meses. Mesmo com a estabilização dos preços na segunda metade, a volatilidade da primeira quinzena foi suficiente para estabelecer um novo pico.

Maior carga e elevação das paradas impulsionaram preços para quase o dobro do valor de fevereiro anterior

O gás natural respondeu por 44% da geração do PJM em fevereiro de 2026, valor semelhante ao de fevereiro de 2025. Os preços spot do gás também atingiram picos ao redor de US$ 7/MMBtu em ambos os períodos. A composição da geração e o custo dos combustíveis não foram os fatores determinantes neste mês.

A maior carga e o aumento das paradas foram os principais motores dos preços. A carga líquida diária média subiu ano a ano, e as paradas para manutenção triplicaram, chegando a 7,8 GW, já que os operadores aproveitaram o período pós-tempestade para realizar trabalhos programados. As paradas forçadas permaneceram elevadas durante todo o mês, refletindo o pico causado pela tempestade de janeiro. O total de paradas atingiu 33,8 GW em 11 de fevereiro.

Com mais carga e menos capacidade disponível, unidades de maior custo definiram a margem com maior frequência.

Os preços em tempo real tiveram média de US$ 85/MWh em fevereiro, quase o dobro da média de fevereiro de 2025. Em níveis semelhantes de carga líquida, os preços de fevereiro de 2026 foram muito mais altos e dispersos, com valores atípicos chegando a US$ 500-800/MWh. Em fevereiro de 2025, os preços se concentraram abaixo de US$ 100/MWh para demandas comparáveis.

Baterias nas zonas DOM, BGE e APS capturaram spreads mais que o dobro das baterias em COMED

A oportunidade de arbitragem variou bastante entre as zonas do PJM em fevereiro. Baterias operando nas zonas DOM e BGE obtiveram spreads TB1 de US$ 8-9/kW-mês. Em COMED, baterias ficaram abaixo da metade disso, agrupando-se em US$ 3,50-3,90/kW-mês.

Restrições persistentes de transmissão nas zonas do Meio-Atlântico e dos Apalaches continuam a provocar separações repetidas de preços nodais durante as rampas. Baterias nessas zonas se beneficiam da congestão que não se estende ao Meio-Oeste.

O mesmo padrão regional se observa no pipeline de desenvolvimento. Baterias planejadas para DOM, BGE e PEPCO teriam visto spreads TB1 de US$ 8-10/kW-mês. Projetos em zonas do Meio-Oeste, como COMED e AEP, veriam cerca da metade disso.

A decisão de localização nodal está se tornando cada vez mais determinante para as receitas de baterias no longo prazo no PJM. À medida que as receitas de Regulação enfrentam pressão de saturação devido ao aumento da frota, a localização para arbitragem de energia será cada vez mais importante.

Conclusão

Fevereiro de 2026 reforçou duas tendências que estão transformando a economia das baterias no PJM. Primeiro, a reformulação do mercado de Regulação continua a gerar oportunidades de receitas excepcionais para baterias qualificadas, especialmente durante as rampas. Segundo, o valor da arbitragem de energia está se tornando cada vez mais dependente da localização, com as zonas do Meio-Atlântico e dos Apalaches ultrapassando as do Meio-Oeste.

Com a pressão de saturação nas receitas de Regulação devido ao crescimento da frota, a localização da bateria no PJM será cada vez mais determinante para o sucesso ou fracasso do projeto.