​Dos dinámicas opuestas marcan el escenario para el crecimiento a corto plazo de baterías 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 de la Interconexión Este, con precios ATC (alrededor del reloj) que alcanzan un máximo de $87/MWh en 2032.

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 en el Este gracias al crecimiento sostenido de los centros de datos.

​Este artículo cubre la perspectiva fundamental de Modo Energy sobre el mercado de PJM 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 en torno a ~$69k y ~$59/MWh para 2049. Los proyectos que entran en operación entre 2028 y 2032 capturan el mayor valor.
• La demanda máxima coincidente pasa de 173,7 GW en 2029 a 190,8 GW en 2030, lo que supone un crecimiento anual pico 8,8 veces superior a la mediana durante el periodo 2026–2049. Los centros de datos de Dominion explican la mayor parte de este 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 nueva capacidad de gas para 2049, junto con 147 GW de solar y eólica terrestre. Los CAF pronosticados más recientes de PJM muestran caídas anuales de 4-8 puntos porcentuales en eólica y almacenamiento, lo que consolida la dependencia del gas y define la economía futura del mercado de capacidad.
• El TB4 de Dominion se estabiliza en $116k/MW-año en 2049, aún la zona más alta de PJM y solo un 4% por debajo de su máximo en 2030. AEP y otras zonas del Oeste caen a unos $59k.

​La demanda máxima en PJM salta 17 GW en 2030 y luego se reduce

​PJM experimenta el mayor aumento de demanda a corto plazo en la Interconexión Este. La demanda máxima coincidente crece de 173,7 GW en 2029 a 190,8 GW en 2030. Ese salto de 17,1 GW en un solo año es 8,8 veces superior al crecimiento anual pico medio durante el periodo 2026–2049.

​La mayor parte de este incremento en 2030 ocurre en Dominion (Norte de Virginia). Otros aumentos secundarios siguen en 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) y 2041 (+10,7 GW). Desde 2033, el crecimiento de la demanda máxima cae a aproximadamente 1 GW al año, ya que se completa la construcción inicial de centros de datos.

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

​Se espera que la escasez del sistema empeore a corto plazo

​Se espera que la estrechez del sistema continúe de 2026 a 2030, ya que el crecimiento de la demanda se ve agravado por los retiros térmicos.

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

Los retiros en MISO agravan la situación, dado el historial de exportación neta de PJM hacia MISO.

El alivio que aporta la cola de interconexión es de corta duración. Las adiciones previstas hasta 2030 no compensarán la presión combinada de los retiros y el crecimiento de la demanda. La evaluación de Modo sobre 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 2,5 GW, dada la reciente ola de cancelaciones de proyectos eólicos marinos.

​Modo pronostica 139 GW de nuevo gas junto a la expansión renovable en PJM

​Las nuevas construcciones acumuladas para 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 expande, 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 alcanza 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 demanda de centros de datos sigue aumentando. En ausencia de cambios en el esquema de suficiencia de recursos de PJM, estas dinámicas empujan el sistema hacia mayor capacidad firme de gas.

Las condiciones de escasez ante el aumento de la demanda pondrán a prueba 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 por la confiabilidad llevan a los reguladores a conceder excepciones. La SCC de Virginia aprobó la planta de gas de Chesterfield para Dominion a finales de 2025, mientras que las cancelaciones de eólica marina en Nueva Jersey y Maryland amplían aún más la brecha.

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

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

​Los precios ATC del sistema suben durante finales de los años 2020 y alcanzan un máximo de $87/MWh en 2032, el valor más alto de la Interconexión Este ese año. Los spreads TB4 más que se duplican, pasando de $53k/MW-año en 2026 a $112k en 2030, situando a PJM unos $45k por encima del siguiente más alto (ISO-NE y NYISO, ambos cerca de $68k).

El ciclo de auge y caída es más pronunciado en PJM que en sus pares. El TB4 sube de $101k en 2032 a $77k en 2033, una caída en un año que ningún otro ISO del Este experimenta. Las adiciones de gas alcanzan el ritmo justo cuando el crecimiento de la demanda máxima se desacelera.

Para 2049, PJM es el ISO del Este con el spread más bajo, en $69k/MW-año, por debajo de NYISO ($81k), ISO-NE ($77k) y solo ligeramente por encima de MISO ($51k). Los ATC se estabilizan cerca de $59/MWh, aproximadamente un 33% por debajo de su pico. El acceso estructuralmente más barato al gas en PJM marca el precio hasta el equilibrio a largo plazo.

​Los precios de capacidad en PJM reflejan la misma estrechez

​Las subastas del Reliability Pricing Model (RPM) de PJM se han cerrado en máximos históricos en los dos últimos ciclos: $269/MW-día a nivel sistema para 2025/26 y $329/MW-día para 2026/27. El pronóstico de Modo mantiene los precios de capacidad elevados hasta 2032 mientras persiste la escasez, antes de que la nueva capacidad de gas suavice la curva.

​Dominion mantiene su prima en el Este; AEP y el Oeste pierden fuerza después de 2033

​Las medias para todo PJM ocultan una dispersión significativa dentro del RTO. La selección del sitio dentro de PJM importa tanto como elegir PJM frente a otros ISOs.

La historia de la congestión tiene dos etapas. A corto plazo (2026–2029), los precios en el Atlántico Medio y el Oeste se suavizan. La eólica marina de Coastal Virginia genera dentro de Dominion. Las mejoras de transmisión RTEP 24 y 25 amplían la capacidad de importación hacia MAAC y Dominion. A largo plazo (2030 en adelante), el salto de demanda máxima en 2030 y el crecimiento sostenido de centros de datos en Dominion reabren la brecha Este-Oeste. Las mejoras de transmisión aprobadas cubren el pico actual, pero quedan superadas por la siguiente cohorte de demanda. Los resultados preliminares de RTEP 26 buscan abordar esta brecha, pero nada es definitivo al momento de la publicación.

La selección de sitio para BESS dentro de PJM sigue estas trayectorias zonales. Dominion, BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL y PSEG forman las zonas de congestión Este, con primas persistentes a largo plazo sobre el Oeste. AEP, DAY, DEOK y ATSI aprovechan la ola a corto plazo pero pierden fuerza después de 2033. COMED y RECO siguen una curva diferente que se recupera a medida que el sistema se reequilibra.

​¿Qué significa esto para desarrolladores, inversores y prestamistas?

​Los proyectos que alcanzan operación comercial entre 2028 y 2032 capturan spreads TB4 aproximadamente un 50% por encima del promedio a largo plazo de PJM junto con precios de capacidad récord. Los que llegan después obtienen spreads estructuralmente más bajos, parcialmente compensados por la caída del CapEx durante los años 30.

La ubicación importa tanto como el momento. La prima a largo plazo de Dominion depende de dos factores: que la proyección de demanda de centros de datos se mantenga, y que la transmisión RTEP 26 no llegue en el calendario asumido por el modelo. Las zonas Este (BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL, PSEG) mantienen la prima persistente; las zonas Oeste (AEP, DAY, DEOK, ATSI) aprovechan la ola a corto plazo pero pierden fuerza después de 2033.

Este artículo forma parte de una serie trimestral basada en las actualizaciones de pronóstico de PJM de Modo Energy. La próxima entrega profundizará en los casos de inversión específicos para baterías, desglosando por antigüedad y ubicación.

​La metodología y las fuentes de datos del pronóstico completo de PJM están disponibles en el sitio de documentación de Modo Energy.