​Fevereiro de 2026 apresentou algumas das melhores condições de receita para baterias já registradas 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 Top-Bottom (TB1) no mercado em tempo real chegaram a US$223/MW-dia, o maior valor dos últimos 12 meses.

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

As receitas de fevereiro aumentaram 60% em relação ao mês anterior. Para comparação, em janeiro de 2026 foram 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 de liquidação de Regulação tiveram média de US$194/MWh em fevereiro, subindo fortemente em relação aos US$139/MWh de janeiro e mais de 5 vezes acima dos US$37/MWh de fevereiro de 2025. Esse preço isolado já indica que fevereiro será o mês mais forte já registrado para baterias no PJM.

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

Preços de Regulação nas horas de rampa subiram mais de 10 vezes em relação ao ano anterior

O perfil de preços intradiários de fevereiro de 2026 mostra exatamente onde o valor se concentrou. Durante as horas de rampa da manhã e da noite, os preços de Regulação a cada 5 minutos frequentemente superaram US$750/MWh.

Em fevereiro de 2025, os preços de Regulação nas horas de rampa ficaram bem abaixo de US$100/MW/h. O contraste reflete o ajuste contínuo do mercado após a reformulação: menos participantes qualificados, uma exigência de Regulação subatendida e condições de escassez agravadas pela pressão persistente 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 em fevereiro se dividiu em duas metades distintas. Os preços em tempo real foram altamente voláteis na primeira semana e meia, com picos intradiários próximos de US$1.000/MWh no início do mês e um pico acentuado por volta de 8 de fevereiro. Os preços se estabilizaram significativamente na segunda metade do mês.

A volatilidade do início do mês refletiu os efeitos finais da Tempestade de Inverno Fern. Paradas forçadas herdadas de janeiro permaneceram acima de 10 GW, mantendo o sistema apertado enquanto as temperaturas continuavam baixas no Meio-Atlântico e Nordeste.

Os preços do mercado antecipado foram mais baixos e estáveis ao longo do mês, subestimando consistentemente o risco de rampa em tempo real.

Os spreads TB1 em tempo real tiveram média de US$223/MW/dia no mês, mais que o dobro da média do mercado antecipado 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 aumento de paradas elevaram os preços para quase o dobro do registrado em fevereiro passado

O gás natural foi responsável por 44% da geração do PJM em fevereiro de 2026, valor semelhante ao de fevereiro de 2025. Os preços spot do gás também atingiram o pico em torno de US$7/MMBtu em ambos os períodos. A composição da geração e os custos de combustível não foram os fatores determinantes neste mês.

A maior carga e o aumento das paradas foram os fatores que impulsionaram os preços. A carga líquida diária média aumentou em relação ao ano anterior, e as paradas para manutenção triplicaram para 7,8 GW, já que os operadores aproveitaram o período pós-tempestade para realizar trabalhos programados. As paradas forçadas permaneceram elevadas, consequência do 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 mais 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 de carga líquida semelhantes, os preços de fevereiro de 2026 foram muito mais altos e dispersos, com outliers 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 poderiam capturar spreads mais que o dobro dos registrados 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. Baterias em COMED ganharam menos da metade disso, concentrando-se entre US$3,50-3,90/kW-mês.

Restrições persistentes de transmissão nas zonas do Meio-Atlântico e dos Apalaches continuam a provocar separações de preço nodal frequentes durante as horas de rampa. Baterias nessas zonas se beneficiam de congestionamentos que não se estendem para o Meio-Oeste.

O mesmo padrão regional se repete no pipeline de desenvolvimento. Baterias planejadas para as zonas 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 desse valor.

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

Conclusão

Fevereiro de 2026 reforçou duas tendências que estão redefinindo a economia das baterias no PJM. Primeiro, a reformulação do mercado de Regulação continua a gerar oportunidades de receita excepcionais para baterias qualificadas, especialmente durante as horas de rampa. 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 se destacando em relação ao 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 decisiva para o sucesso ou fracasso.