As baterias no SPP Sul tiveram potencial para gerar US$ 9,96/kW-mês em junho de 2026, ou cerca de US$ 119/kW-ano anualizado.

Esse valor representa uma queda em relação aos US$ 12,20/kW-mês registrados em maio de 2026.

Uma bateria operando com previsão perfeita no South Hub obteve 78,6% de sua receita com o serviço de Regulação. O preço do Regulation Up no mercado do dia anterior ficou em US$ 12,35/MW, o serviço ancilar de maior valor do RTO.

O RTO West continua apresentando o maior potencial de receita, superando tanto o Sul quanto o Norte. Essa vantagem veio quase totalmente dos Serviços Ancilares, nos quais o West teve preços mais altos tanto em Regulation Down quanto em Spinning Reserves.

Mas essa oportunidade é limitada. O SPP West é um mercado pequeno, com baixa geração e carga. Os preços mais altos refletem um mercado inicial, com pouca concorrência, e não um grande volume de receitas. A maioria das baterias em operação no SPP hoje está localizada no Sul.

O restante desta análise detalha os fatores que impulsionaram a oportunidade de receita para armazenamento de baterias no SPP em junho de 2026.

Para saber mais sobre spreads de preços no lançamento do RTO West, leia o relatório de benchmark do SPP de maio de 2026.

Regulação representou 80% das receitas simuladas em junho de 2026

Os Serviços Ancilares representaram 80% da receita modelada em junho, sendo que a Regulação sozinha respondeu por 78% do total.

Os preços do Regulation Up no mercado do dia anterior ficaram em média em US$ 12,35/MW em junho, alta de 1,8% em relação ao ano anterior – o produto mais caro da cesta. Esse serviço permite que o operador do sistema compense déficits na geração eólica predominante. Os pagamentos elevados refletem a flexibilidade de gás, carvão e hidrelétricas para corrigir desequilíbrios de curto prazo.

O preço do Spinning Reserve no mercado do dia anterior caiu 22%, para US$ 3,8/MW, enquanto o Ramp Up do dia anterior recuou 38,9%.

Leia nosso guia sobre os Serviços Ancilares do SPP para entender como as baterias participam de cada mercado.

Spreads TB4 do dia anterior no SPP Sul caíram para US$ 4,7/kW

Os spreads de preços TB4 do dia anterior medem o valor de ciclar uma bateria entre as quatro horas de maior e menor preço em um dia.

Ao longo de junho, uma bateria de quatro horas realizando um ciclo diário com previsão perfeita obteve US$ 4,75/kW-mês no SPP Sul, queda de 11,2% em relação ao ano anterior. O SPP Norte totalizou US$ 4,42/kW-mês, recuo de 1,8%, enquanto o SPP West ficou em US$ 3,66/kW-mês.

Os TB4s do tempo real totalizaram US$ 7,34/kW-mês no Sul, US$ 6,47/kW-mês no Norte e US$ 9,19/kW-mês no novo RTO West.

Para as baterias, as flutuações de preços em tempo real oferecem a maior oportunidade de arbitragem. Mas esses spreads são resultado de déficits intermitentes na geração eólica predominante do RTO. Os preços disparam em curtos intervalos de cinco minutos.

Operadores que aproveitam essas oportunidades precisam prever e programar bem as cargas e descargas, diferente de redes dominadas por solar, onde os vales e picos diários são mais definidos.

Alguns poucos dias foram determinantes para o mês. Em 17 de junho, o spread diário TB4 atingiu o topo do decil tanto no SPP Sul quanto no SPP West. O spread diário chegou a US$ 307/MW no Sul e US$ 216/MW no West. O maior dia do SPP Norte foi em 30 de junho: com US$ 370/MW, foi o maior spread TB4 diário do mês em qualquer hub.

Aumento da geração eólica reduziu carga líquida em 6% ano a ano

A geração eólica teve média de 14,3 GW, alta de 19% em relação ao ano anterior. O carvão caiu 7%, enquanto o gás ficou praticamente estável e a solar cresceu 125% a partir de uma base pequena.

Embora a demanda continue crescendo, a geração eólica aumentou ainda mais rápido. A carga média do SPP subiu 3,5% ano a ano, para 36,8 GW, e o pico chegou a 51,4 GW. Mas a carga líquida caiu 6,1%, para 21,8 GW. O aumento da geração eólica mais do que absorveu o crescimento da carga no ano.

O excesso de vento absorveu o crescimento da carga e ainda mais, levando a uma menor utilização de geradores térmicos em relação ao ano anterior e reduzindo os preços de pico.

​O dia 17 de junho apresentou os maiores spreads de preços tanto no Sul quanto no West, combinando um vale profundo de carga líquida, puxado pelo vento, com uma forte rampa no início da noite. A maior rampa horária de carga líquida do mês atingiu 4.915 MW.