​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 puede 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 del Este, con precios ATC las 24 horas alcanzando 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 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 de $87/MWh en 2032, estabilizándose ambos en ~$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, aumenta de 173,7 GW en 2029 a 190,8 GW en 2030, 8,8 veces el crecimiento anual medio durante el horizonte de pronóstico 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, todas con bajos CAF, frente a 9,7 GW de retiros térmicos previstos para 2030.
• Modo espera 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 eólica y almacenamiento, consolidando la dependencia del gas y marcando la economía futura del mercado de capacidad.
• Dominion TB4 se estabiliza en $116k/MW-año en 2049, sigue siendo la zona más alta de PJM y solo un 4% por debajo de su pico de 2030. AEP y otras zonas del oeste caen a unos $59k.

​La demanda máxima en PJM salta 12 GW en 2030 y luego colapsa

​PJM tiene el mayor salto de carga a corto plazo en el Interconectado del Este. La demanda máxima nativa crece 12 GW de 2029 a 2030, mientras que Modo prevé que las exportaciones a regiones vecinas aumenten 5 GW. Ese salto de 17,1 GW en un solo año es 8,8 veces el crecimiento anual medio durante 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). A partir de 2033, el crecimiento máximo cae a aproximadamente 1 GW por año, una vez completada la construcción inicial de centros de datos.

​Para un análisis más profundo de la trayectoria de carga de centros de datos en PJM, consulte la proyección 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 de 2026 a 2030, ya que el crecimiento de la demanda se agrava por los retiros térmicos.

9,7 GW de capacidad térmica de PJM se retiran antes de 2030, incluyendo Brandon Shores y Herbert Wagner en zonas MAAC ya restringidas. Ambas han retrasado 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 hasta 2030 no compensan la presión combinada de retiros y 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 consisten solo en el 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 con 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 juntos.

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

Múltiples fuerzas 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 continúan siendo cancelados. El crecimiento de la carga de centros de datos sigue en aumento. En ausencia de cambios en la estructura de suficiencia de recursos de PJM, estas dinámicas empujan el sistema hacia más capacidad firme de gas.

Las condiciones de escasez ante la creciente demanda desafiarán las políticas ambientales estatales. Los estados miembros de PJM tienen mandatos de energía limpia como el VCEA en Virginia y el CEJA en Maryland, pero las crecientes preocupaciones de confiabilidad están llevando a los reguladores a otorgar 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 dentro de PJM determina la congestión a largo plazo. El modelo ubica la mayor parte del nuevo gas fuera de Dominion, mientras que Dominion absorbe la mayor parte de la nueva solar (unos 46 GW acumulados para 2049). La obtención de permisos determina dónde aterriza la capacidad, no la demanda.

​Los precios de PJM se disparan en 2030, luego regresan a la media para 2033