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

Uma bateria de 1 MW e 4 horas poderia ter gerado $35/kW-mês em janeiro, acumulando valor entre arbitragem no mercado em tempo real ($13/kW-mês), Regulação ($17/kW-mês) e mercados de capacidade ($5/kW-mês). Isso se compara a $28/kW-mês para a mesma bateria de referência em dezembro de 2025.

Os spreads TB1 do Day-Ahead atingiram $181/MW/dia, um aumento de $112/MW/dia em relação a dezembro. Os preços de Regulação tiveram média de $139/MW/h, com picos de preços de 5 minutos acima de $1.700/MW/h durante as rampas da noite.

A tempestade expôs vulnerabilidades já conhecidas. Restrições nos gasodutos elevaram o preço spot do gás a $30/MMBtu. Usinas a gás enfrentaram tanto falta de combustível quanto equipamentos congelados, dobrando o número de desligamentos forçados. Com menos capacidade disponível, unidades a óleo e de pico definiram os preços. A combinação de custos de combustível em alta e falhas na geração levou os preços da eletricidade a níveis extremos.

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

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Preços após a tempestade chegaram consistentemente a $500/MWh

Janeiro de 2026 foi dividido em dois períodos distintos pela tempestade. Antes dela, os perfis de preços acompanharam de perto janeiro de 2025. Após a tempestade, os preços em tempo real ultrapassaram regularmente os $500/MWh.

A volatilidade ficou concentrada na última semana. Entre 23 e 31 de janeiro, a média diária dos preços em tempo real foi 7 vezes maior que nas três primeiras semanas do mês.

Esse padrão foi diferente da onda de frio de dezembro. Os picos de preço em dezembro foram eventos isolados. Em janeiro, foram sustentados por um vórtice polar prolongado.

Como essa volatilidade se traduziu em oportunidades de arbitragem?

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

Esses foram os spreads mais altos desde o pico do verão de junho de 2025. Mas a natureza da oportunidade foi diferente.

De forma incomum, os preços do Day-Ahead foram frequentemente mais voláteis que os preços em tempo real. Operadores do sistema tendem a fazer previsões conservadoras durante o frio intenso, já que a demanda se torna mais difícil de prever em temperaturas extremamente baixas. Fechamentos de escolas e empresas durante a tempestade provavelmente agravaram 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 do Day-Ahead acima dos preços em tempo real, já que o mercado precificou escassez que nem sempre se materializou.

Em vários dias entre 26 e 29 de janeiro, os preços do Day-Ahead superaram os do mercado em tempo real. Baterias que se comprometeram no mercado Day-Ahead teriam capturado spreads maiores do que aquelas que atuaram apenas no 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 baterias com participação no mercado Day-Ahead.

Preços de Regulação foram especialmente altos e voláteis

A Regulação continuou a liquidar muito acima dos outros serviços ancilares. O preço médio mensal de Regulação chegou a $139/MW/h, contra $4/MW/h para reservas sincronizadas e primárias.

O spread entre Regulação e energia também se ampliou em janeiro. A Regulação foi 108% maior que no mês anterior e 137% maior na comparação anual. Isso dá continuidade à tendência desde a reforma do mercado de Regulação em outubro, que tem visto a Regulação consistentemente acima dos preços da energia.

O que impulsionou os preços de Regulação nas rampas?

Os preços de Regulação de 5 minutos dispararam durante as rampas da manhã e da noite. A média dos preços nessas rampas chegou a $167/MW/h em janeiro de 2026, contra $64/MW/h em janeiro de 2025.

Os maiores preços de 5 minutos superaram $1.700/MW/h durante as rampas da noite. A PJM co-otimiza energia e serviços ancilares, o que significa que recursos qualificados para Regulação provavelmente estavam ocupados fornecendo energia enquanto os preços subiam nas rampas de carga. Isso deixou pouca capacidade qualificada para Regulação, especialmente porque o serviço segue com baixa adesão em relação ao período anterior a outubro.

Baterias qualificadas para Regulação capturaram retornos elevados nesses momentos. A combinação de preços médios elevados e picos extremos intradiários fez de janeiro de 2026 um dos meses mais fortes para Regulação já registrados.

Preços dispararam mesmo sem demanda recorde

A Tempestade de Inverno Fern levou os preços da PJM a extremos. Mas demandas semelhantes no início do mês e em janeiro de 2025 foram liquidadas a uma fração desses valores.

Com cargas líquidas em torno de 100-120 GW, os preços de janeiro de 2025 ficaram abaixo de $100/MWh. O período pré-tempestade de janeiro de 2026 mostrou padrão semelhante.

O pós-tempestade foi diferente. A mesma faixa de carga líquida gerou preços entre $200/MWh e $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.

O 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 teve média de 53 GW durante a tempestade, um aumento de 18% em relação a janeiro de 2025. A geração a óleo quadruplicou para 3,4 GW à medida que o sistema acionou capacidade de pico. O carvão subiu para 29 GW, 16% acima de janeiro de 2025, mesmo com a geração mensal de carvão caindo 9% ano a ano.

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

Preços de combustível e desligamentos forçados causaram a disrupção dos preços

Os preços do gás dispararam junto com a tempestade. O preço spot no Henry Hub subiu de $2,57/MMBtu no início de janeiro para $30/MMBtu em 23 de janeiro, à medida que restrições em gasodutos e congelamento de linhas apertaram a oferta.

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

Os preços do gás caíram para cerca de $10/MMBtu no fim do mês, mas os preços da energia permaneceram elevados. Enquanto o gás a $30/MMBtu explica parte da história, os desligamentos forçados explicam o restante.

Desligamentos forçados agravaram o aumento do custo do combustível

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

De 1 a 20 de janeiro, os desligamentos forçados tiveram média de 7,7 GW. De 21 de janeiro em diante, a média foi de 15,7 GW. Desligamentos planejados 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 auge. É a terceira vez em uma década que o frio intenso tira grande quantidade 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 $700-800/MWh.

Baterias ficaram protegidas de ambas as dinâmicas. Não enfrentaram restrições de combustível nem desligamentos por congelamento. Enquanto geradores térmicos lutavam para manter-se online, as baterias capturaram os spreads de preço resultantes.

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Tempestade Fern trouxe resultados distintos entre os hubs da PJM

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