A Tempestade de Inverno Fern definiu as receitas das baterias em janeiro de 2026. O vórtice polar no fim do mês provocou desligamentos forçados, picos de preços e o maior spread de arbitragem Day-Ahead dos últimos 12 meses.

Uma bateria de 1 MW e 4 horas poderia ter faturado US$ 35/kW-mês em janeiro, somando valor nos mercados de arbitragem em tempo real (US$ 13/kW-mês), regulação (US$ 17/kW-mês) e capacidade (US$ 5/kW-mês). Para comparação, em dezembro de 2025, a mesma bateria proxy teria alcançado US$ 28/kW-mês.

Os spreads TB1 Day-Ahead atingiram US$ 181/MW/dia, um aumento de US$ 112/MW/dia em relação a dezembro. Os preços de regulação ficaram em média em US$ 139/MW/h, com preços de 5 minutos ultrapassando US$ 1.700/MW/h durante o pico da noite.

A tempestade expôs vulnerabilidades já conhecidas. Restrições no fluxo de gasodutos elevaram os preços spot do gás para US$ 30/MMBtu. Usinas a gás enfrentaram tanto falta de combustível quanto equipamentos congelados, dobrando os desligamentos forçados. Com menos capacidade disponível, usinas a óleo e de pico definiram os preços. A combinação de custos de combustível elevados e falhas na geração levou os preços da eletricidade a níveis extremos.

Para mais detalhes sobre dezembro de 2025, leia o relatório do mês passado aqui.

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Após a tempestade, preços atingiram consistentemente US$ 500/MWh

Janeiro de 2026 foi dividido em dois períodos distintos pela tempestade. Antes dela, o perfil de preços acompanhava de perto janeiro de 2025. Depois, os preços em tempo real ultrapassaram regularmente US$ 500/MWh.

A volatilidade ficou concentrada na última semana. De 23 a 31 de janeiro, o preço médio diário em tempo real foi 7 vezes maior que nas três primeiras semanas do mês.

Esse padrão foi diferente do frio intenso de dezembro, quando os picos de preço foram eventos isolados. Em janeiro, foram sustentados por um vórtice polar prolongado.

Como essa volatilidade se traduziu em oportunidades de arbitragem?

Os spreads TB1 Day-Ahead ficaram em média em US$ 181/MW/dia em janeiro. Os spreads em tempo real chegaram a US$ 141/MW/dia.

Estes foram os maiores spreads desde o pico do verão de junho de 2025. Mas a natureza da oportunidade foi diferente.

De forma incomum, os preços Day-Ahead foram frequentemente mais voláteis do que os preços em tempo real. Operadores do sistema tendem a fazer previsões mais conservadoras durante o frio, já que a demanda se torna mais difícil de prever em temperaturas muito baixas. O fechamento de escolas e empresas durante a tempestade provavelmente agravou os erros de previsão. Em 27 de janeiro, a carga prevista pela PJM superou a carga real em 10 GW no pico da manhã. Essas previsões agressivas elevaram os preços Day-Ahead acima dos do mercado em tempo real, já que o mercado precificou uma escassez que nem sempre se concretizou.

Em vários dias, de 26 a 29 de janeiro, os preços Day-Ahead superaram os de tempo real. Baterias comprometidas no mercado Day-Ahead teriam capturado spreads maiores do que aquelas que atuaram apenas no mercado em tempo real.

Isso é o oposto do padrão típico. Na maioria dos meses, a volatilidade em tempo real supera a do Day-Ahead. Janeiro de 2026 recompensou as baterias com participação no mercado Day-Ahead.

Preços de regulação foram especialmente altos e voláteis

A regulação continuou a ser liquidada muito acima dos outros serviços ancilares. O preço médio mensal de regulação atingiu US$ 139/MW/h, contra US$ 4/MW/h para reservas sincronizadas e primárias.

O spread entre regulação e energia também aumentou em janeiro. A regulação foi liquidada 108% acima do mês anterior e 137% acima do mesmo mês do ano passado. Isso segue uma tendência desde a reforma do mercado de regulação em outubro, que tem mantido os preços de regulação consistentemente acima dos preços de energia.

O que impulsionou os preços de regulação durante os horários de rampa?

Os preços de regulação de 5 minutos dispararam durante as rampas da manhã e da noite. O preço médio nesses horários chegou a US$ 167/MW/h em janeiro de 2026, contra US$ 64/MW/h em janeiro de 2025.

Os maiores preços de 5 minutos ultrapassaram US$ 1.700/MW/h durante as rampas da noite. PJM co-otimiza energia e serviços ancilares, o que significa que recursos qualificados para regulação provavelmente estavam fornecendo energia durante os picos de preço dessas rampas. Isso deixou pouca capacidade qualificada para regulação, especialmente porque o serviço segue subcontratado em comparação com o período anterior a outubro.

Baterias qualificadas para regulação capturaram retornos excepcionais nesses intervalos. A combinação de preços médios elevados e picos extremos intradiários fez de janeiro de 2026 um dos meses mais fortes da história para regulação.

Preços dispararam mesmo sem demanda inédita

A Tempestade de Inverno Fern levou os preços da PJM a níveis extremos. Mas demandas semelhantes no início do mês e em janeiro de 2025 resultaram em preços muito inferiores.

Com cargas líquidas em torno de 100-120 GW, os preços em janeiro de 2025 ficaram abaixo de US$ 100/MWh. Antes da tempestade, janeiro de 2026 apresentou padrão semelhante.

Após a tempestade, a mesma faixa de carga líquida produziu preços entre US$ 200/MWh e US$ 700/MWh.

A carga média durante a tempestade chegou a 120 GW. Foi elevada, mas não recorde. A resposta dos preços foi desproporcional ao sinal de demanda.

Mix de geração explica apenas parcialmente os picos de preço

O mix de geração não foi fora do comum. As fontes de energia durante a tempestade alinharam-se com períodos históricos de alta demanda.

A geração a gás ficou em média em 53 GW durante a tempestade, aumento de 18% em relação a janeiro de 2025. A geração a óleo quadruplicou para 3,4 GW ao acionar a capacidade de pico. O carvão chegou a 29 GW, 16% acima de janeiro de 2025, mesmo com a geração mensal total de carvão caindo 9% na comparação anual.

Com unidades a óleo fornecendo múltiplos GW, provavelmente definiram o preço marginal em intervalos-chave. A geração a óleo é cara, geralmente entre US$ 150-200/MWh. Mas nem mesmo isso explica preços de US$ 800/MWh.

Preços de combustível e desligamentos forçados causaram distorções de preço

Os preços do gás dispararam junto com a tempestade. O preço spot Henry Hub subiu de US$ 2,57/MMBtu no início de janeiro para US$ 30/MMBtu em 23 de janeiro, devido a restrições em gasodutos e congelamento de equipamentos.

Com gás a US$ 30/MMBtu e taxas térmicas típicas, o custo da geração a gás sobe para US$ 200-300/MWh. Isso já aproxima o custo marginal dos US$ 700-800/MWh observados durante a tempestade.

Os preços do gás caíram para cerca de US$ 10/MMBtu no fim do mês, mas os preços da energia continuaram elevados. Embora o gás a US$ 30/MMBtu explique parte do cenário, os desligamentos forçados explicam o restante.

Desligamentos forçados agravaram o aumento dos custos de combustível

Os desligamentos forçados dobraram durante a Tempestade de Inverno Fern. O pico foi de 19,7 GW em 26 de janeiro, retirando uma capacidade equivalente a 16% da carga média durante a tempestade.

De 1º a 20 de janeiro, a média dos desligamentos forçados foi de 7,7 GW. De 21 em diante, a média foi de 15,7 GW. Os desligamentos programados permaneceram estáveis.

As usinas a gás foram as mais afetadas. Restrições em gasodutos e equipamentos congelados tiraram unidades térmicas do ar justamente quando a demanda por aquecimento estava no pico. É a terceira vez em uma década que o frio intenso tira grandes volumes de geração a gás do sistema PJM.

O aumento dos preços do gás elevou os custos marginais. Os desligamentos forçados apertaram a oferta. Juntos, levaram os preços a US$ 700-800/MWh.

As baterias ficaram protegidas de ambas as dinâmicas. Não enfrentaram restrições de combustível nem desligamentos por congelamento. Enquanto as térmicas lutavam para operar, as baterias capturaram os spreads de preço resultantes.

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Tempestade Fern gerou impactos distintos entre os hubs da PJM

A volatilidade dos preços não foi uniforme entre os nós da PJM. Restrições de transmissão e desligamentos locais de geração criaram grandes diferenças entre os hubs.