Dos dinámicas opuestas marcan el escenario para el crecimiento de baterías a corto plazo en PJM. El aumento de la demanda de centros de datos y una ola de retiros de plantas térmicas abren una brecha de capacidad firme que la cola de interconexión no podrá cerrar antes de 2033. Los spreads TB4 más que se duplican, pasando de $53k/MW-año en 2026 a $112k en 2030, el valor más alto de cualquier ISO del Interconectado Este, con precios ATC las 24 horas alcanzando un máximo de $87/MWh en 2032.

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A partir de 2033, el sistema se reequilibra a medida que las nuevas incorporaciones de gas alcanzan la demanda. Los spreads se estabilizan en un equilibrio estructuralmente más bajo, cerca de $69k/MW-año hasta 2049, con Dominion manteniendo la prima del Este gracias al crecimiento sostenido de los centros de datos.

Este artículo cubre la perspectiva fundamental del mercado PJM de Modo Energy para el tercer trimestre de 2026.

Puntos clave

• Los spreads TB4 de PJM alcanzan un máximo de $112k/MW-año en 2030 y los ATC $87/MWh en 2032, estabilizándose ambos cerca de ~$69k y ~$59/MWh para 2049. Los proyectos que entran en operación entre 2028 y 2032 capturan el mayor valor.
• La demanda máxima coincidente, incluyendo exportaciones previstas, sube de 173,7 GW en 2029 a 190,8 GW en 2030, 8,8 veces el crecimiento anual medio del pico en el horizonte de previsión 2026–2049. Los centros de datos de Dominion explican la mayor parte del incremento.
• Las renovables y el almacenamiento representan el 89% de la cola de interconexión de PJM, todos con bajos CAF, frente a 9,7 GW de retiros térmicos previstos para 2030.
• Modo prevé 139 GW de nuevo gas para 2049, junto con 147 GW de solar y eólica terrestre. Los CAF previstos más recientes de PJM muestran caídas anuales de 4-8 puntos porcentuales para la eólica y el almacenamiento, consolidando la dependencia del gas y moldeando la economía futura del mercado de capacidad.
• Dominion TB4 se estabiliza en $116k/MW-año en 2049, aún la zona más alta de PJM y solo un 4% por debajo de su máximo de 2030. AEP y otras zonas occidentales caen a unos $59k.

La demanda máxima en PJM salta 12 GW en 2030 y luego cae

PJM experimenta el mayor salto de carga a corto plazo en el Interconectado Este. El pico coincidente nativo crece en 12 GW de 2029 a 2030, y Modo prevé que las exportaciones a regiones vecinas aumenten en 5 GW. Ese salto anual de 17,1 GW es 8,8 veces el crecimiento anual medio del pico en el horizonte 2026–2049.

La mayor parte del incremento de 2030 se concentra en Dominion (norte de Virginia). Cohortes secundarias siguen en 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) y 2041 (+10,7 GW). Desde 2033, el crecimiento del pico cae a unos 1 GW por año al completarse la construcción inicial de los centros de datos.

Para un análisis más profundo sobre la trayectoria de carga de centros de datos en PJM, consulta la previsión de carga PJM: centros de datos hasta 2046 de Modo Energy.

Se espera que la estrechez del sistema empeore a corto plazo

Se espera que la estrechez del sistema continúe desde 2026 hasta 2030, ya que el crecimiento de la demanda se agrava por los retiros térmicos.

9,7 GW de capacidad térmica en PJM se retiran antes de 2030, incluyendo Brandon Shores y Herbert Wagner en zonas MAAC ya restringidas. Ambas han pospuesto sus fechas de desactivación por preocupaciones de confiabilidad.

Los retiros en MISO agravan la estrechez, dado el histórico saldo exportador de PJM hacia MISO.

El alivio de la cola de interconexión es de corta duración. Las adiciones previstas al sistema hasta 2030 no compensarán la presión combinada de los retiros y el crecimiento de la demanda. La evaluación de Modo de las adiciones a la cola de PJM hasta 2030 incluye 25 GW de solar, principalmente en AEP, y 4 GW de eólica terrestre, mayormente en PJM Oeste. Las adiciones de eólica marina se limitan al proyecto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de solo 2,5 GW, dada la reciente ola de cancelaciones de proyectos eólicos marinos.

Modo prevé 139 GW de nuevo gas junto con la expansión renovable en PJM

Las nuevas construcciones acumuladas hasta 2049 alcanzan 147 GW de solar más eólica terrestre y 139 GW de nuevo gas. El desarrollo renovable no desplaza al gas. Ambos crecen en paralelo.

El gas es el que más rápido se acelera, llegando a 51 GW en 2035, 95 GW en 2040 y 139 GW en 2049. El solar sigue una trayectoria similar hasta 84 GW en 2049. La eólica terrestre llega a 63 GW. Las adiciones de baterías en el modelo se mantienen bajas, alrededor de 11 GW para 2049, ya que la cola de interconexión ya cubre la mayor parte del almacenamiento hasta 2030.

Diversos factores impulsan la trayectoria del gas. PJM revisó recientemente a la baja sus Factores de Acreditación de Capacidad (CAF) oficiales para renovables. Los proyectos eólicos marinos siguen cancelándose. El crecimiento de la carga de centros de datos sigue en aumento. Si no hay cambios en el esquema de suficiencia de recursos de PJM, estas dinámicas empujan el sistema hacia más capacidad firme de gas.

Las condiciones de escasez, junto al aumento de carga, desafiarán la política ambiental estatal. Los estados miembros de PJM tienen mandatos de energía limpia como el VCEA en Virginia y el CEJA en Maryland, pero las crecientes preocupaciones sobre confiabilidad están llevando a los reguladores a conceder excepciones. La SCC de Virginia aprobó la planta de gas Chesterfield para Dominion a fines de 2025, mientras que las cancelaciones de eólica marina en Nueva Jersey y Maryland amplían aún más la brecha.

La asignación dentro de PJM determina la congestión a largo plazo. El modelo sitúa la mayor parte del nuevo gas fuera de Dominion, mientras que Dominion absorbe la mayor parte del nuevo solar (alrededor de 46 GW acumulados para 2049). Los permisos determinan dónde se instala la capacidad, no la demanda.

Los precios de PJM se disparan en 2030 y luego regresan a la media en 2033