​Uma bateria de 1 MW e 4 horas poderia ter faturado US$ 51/kW-mês em março de 2026, somando Receitas de Regulação (US$ 35/kW-mês), Arbitragem em Tempo Real (US$ 11/kW-mês) e pagamentos de capacidade (US$ 5/kW-mês). Isso representa uma queda em relação aos US$ 56/kW-mês de fevereiro, quando os spreads TB de inverno elevados impulsionaram maiores ganhos na arbitragem.

​Os spreads RT TB4 ficaram em média US$ 341/MW-dia, 70% acima dos US$ 201 de março de 2025. Essa média foi distorcida por alguns dias de picos extremos; o valor mediano foi de US$ 257, ainda assim um aumento significativo de 28% sobre o ano anterior.

Pontos principais

• O potencial total de receita para BESS caiu para US$ 51/kW-mês, ante US$ 56 em fevereiro, devido à redução da arbitragem em RT, já que os spreads TB4 caíram de US$ 510 para US$ 341/MW-dia.
• As zonas de Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) e Virgínia (DOM) apresentaram os maiores spreads RT TB4. Os spreads DA mostraram menor variação entre zonas.
• A tempestade de inverno Iona atingiu a região PJM em meados de março, com rajadas de vento de 119 km/h, seguida por uma onda de frio.
• As paradas programadas de geração aumentaram de 2 GW no início de fevereiro para quase 40 GW no fim de março, reduzindo a capacidade disponível durante o período de tempestade.
• ​Os preços de regulação caíram para US$ 105/MWh em relação ao recorde de quatro anos de fevereiro (US$ 194/MWh), mas ainda permaneceram quase 3x acima dos níveis de março de 2025 após a reestruturação do mercado em outubro.

Diferenças zonais acentuadas, com zonas do Atlântico Médio se destacando

​Nem todas as baterias tiveram as mesmas oportunidades de receita em março. Os maiores spreads TB4 em Tempo Real se concentraram no corredor do Atlântico Médio, de Virgínia a Maryland. Baltimore (BGE) liderou com US$ 532/MW-dia, seguida pela região de Washington DC (PEPCO) com US$ 487/MW-dia e Virgínia (DOM) com US$ 428/MW-dia. Mais a oeste, zonas em Ohio, Illinois e Pensilvânia registraram spreads entre US$ 300-370/MW-dia.

Esse padrão geográfico é consistente com janeiro e fevereiro. Restrições persistentes de transmissão entre centros de carga do leste e geração do oeste continuam a impulsionar a separação de preços durante os horários de rampa.

​Em comparação, os spreads DA TB4 foram menos diferenciados entre as zonas e mostraram pouca variação ano a ano. Partes de Nova Jersey, leste da Pensilvânia e Delaware ficaram praticamente estáveis ou em queda em DA, mesmo com seus spreads RT subindo significativamente. Baterias que participaram apenas do Day-Ahead teriam visto bem menos diferenciação.

No nível dos ativos, a mesma classificação regional se mantém. Tanto baterias operacionais quanto planejadas no corredor do Atlântico Médio capturariam aproximadamente o dobro dos spreads em relação ao Meio-Oeste.

Spreads TB4 caíram em relação a fevereiro, mas seguem elevados no ano

Os spreads RT TB4 ficaram em média US$ 341/MW-dia em março, abaixo dos US$ 510 de fevereiro.

​A média foi puxada para cima por três dias em que o TB4 se manteve acima de US$ 900/MW-dia. O dia mediano foi de apenas US$ 257/MW-dia, ante US$ 201/MW-dia em março de 2025, com a maioria dos dias apresentando perfil horário semelhante.

Os picos chamam atenção, mas os valores baixos também são importantes para os spreads TB. Março de 2026 teve 108 horas abaixo de US$ 20/MWh, em comparação com apenas 13 em março de 2025. As baterias lucram com a diferença entre horas baratas e caras no mesmo dia, e março de 2026 apresentou diferenças maiores em ambos os extremos.

Dois eventos de preço se destacam. Em 12 e 13 de março, os preços em Tempo Real dispararam para US$ 882 e US$ 1.252/MWh, enquanto o Day-Ahead ficou em apenas US$ 91 e US$ 113. Já de 17 a 19 de março, o padrão se inverteu: o Day-Ahead atingiu o pico de US$ 272/MWh enquanto o Tempo Real ficou abaixo disso.

Alta demanda, mais paradas e tempestade de inverno Iona impulsionaram a volatilidade de março

Três fatores se combinaram para manter alta a volatilidade em março, apesar da transição sazonal.

A demanda foi maior ano a ano. A carga horária média chegou a 90 GW, ante 87 GW em março de 2025. A PJM registrou 101 horas acima de 100 GW, mais que o dobro do ano anterior. Isso é visível no gráfico de mix de combustíveis, onde as exportações líquidas caíram para cerca de 2,5 GW, ante cerca de 4 GW em 2025.

Por outro lado, a temporada de manutenção de primavera apertou a oferta. As paradas programadas saltaram de cerca de 2 GW no início de fevereiro para quase 40 GW no fim de março. O total de paradas chegou ao pico de 57 GW.

Depois veio a tempestade de inverno Iona. Em 15 e 16 de março, ventos fortes atingiram 119 km/h em toda a PJM e mais de 500.000 clientes ficaram sem energia. De 17 a 19 de março, uma onda de frio ártico trouxe temperaturas 20-30 graus abaixo da média para meados de março. O mercado Day-Ahead antecipou o frio e precificou agressivamente, com pico de US$ 272/MWh em 18 de março. Os preços em Tempo Real para essas mesmas horas ficaram bem mais baixos, já que o frio passou mais rápido que o esperado e a capacidade de manutenção retornou à rede.

Preços de regulação recuaram, mas seguem elevados após a reestruturação de outubro

A regulação foi liquidada a US$ 105/MW/h em março, abaixo do recorde de quatro anos de fevereiro (US$ 194). Mas US$ 105 ainda é quase 3x os US$ 36 de março de 2025, refletindo a mudança estrutural após a reestruturação do mercado de regulação da PJM em outubro de 2025.

Os horários de rampa matinais e noturnos ainda geraram picos de preço acentuados, embora menos extremos que os picos acima de US$ 750/MWh de fevereiro. A PJM também elevou o requisito de regulação fora da rampa de 525 MW para 750 MW ano a ano.

O que março nos mostra?

Março de 2026 foi um mês de transição. O dia típico gerou receitas moderadamente maiores que no ano anterior. Os dias excepcionais foram impulsionados por uma tempestade coincidindo com a temporada de manutenção de primavera.

As receitas de regulação seguem estruturalmente elevadas. O potencial de arbitragem é real, mas concentrado em poucos dias de alta volatilidade, exigindo participação no mercado em Tempo Real e posicionamento nodal favorável para capturar os ganhos.