​Due dinamiche concorrenti preparano il terreno per la crescita a breve termine delle batterie in PJM. Il forte aumento della domanda dei data center e un’ondata di dismissioni di impianti termici aprono un divario di capacità ferma che la coda di connessione non riuscirà a colmare prima del 2033. Gli spread TB4 più che raddoppiano da 53.000 $/MW-anno nel 2026 a 112.000 $ entro il 2030, il valore più alto tra tutti gli ISO dell’Eastern Interconnect, con prezzi ATC h24 che raggiungono il picco di 87 $/MWh nel 2032.

Dal 2033 in poi, il sistema si riequilibra grazie ai nuovi impianti a gas che raggiungono la domanda. Gli spread si stabilizzano su un equilibrio strutturalmente più basso vicino a 69.000 $/MW-anno fino al 2049, con Dominion che mantiene il premio dell’Est grazie alla crescita costante dei data center.

​Questo articolo presenta la prospettiva fondamentale di mercato PJM di Modo Energy per il terzo trimestre 2026.

​Punti chiave

• Gli spread TB4 di PJM raggiungono il picco di 112.000 $/MW-anno nel 2030 e gli ATC 87 $/MWh nel 2032, per poi stabilizzarsi rispettivamente intorno a 69.000 $ e 59 $/MWh entro il 2049. I progetti avviati tra il 2028 e il 2032 catturano il maggior valore.
• Il carico di punta coincidente, inclusi gli export previsti, passa da 173,7 GW nel 2029 a 190,8 GW nel 2030, 8,8 volte superiore alla crescita annua mediana del picco nel periodo 2026–2049. I data center Dominion rappresentano la maggior parte dell’incremento.
• Rinnovabili e storage costituiscono l’89% della coda di connessione PJM, tutti con CAF bassi, a fronte di 9,7 GW di dismissioni termiche attese entro il 2030.
• Modo prevede 139 GW di nuovo gas entro il 2049, insieme a 147 GW di solare ed eolico onshore. Le ultime previsioni CAF di PJM mostrano cali annui di 4-8 punti percentuali per eolico e storage, consolidando la dipendenza dal gas e influenzando l’economia futura del mercato della capacità.
• Il TB4 di Dominion si stabilizza a 116.000 $/MW-anno nel 2049, ancora la zona più alta di PJM e solo il 4% sotto il picco del 2030. AEP e altre zone occidentali crollano a circa 59.000 $.

​La domanda di picco in PJM salta di 12 GW nel 2030, poi crolla

​PJM registra il maggiore incremento di carico a breve termine nell’Eastern Interconnect. Il picco nativo cresce di 12 GW dal 2029 al 2030, mentre Modo prevede che le esportazioni verso le regioni limitrofe aumenteranno di 5 GW. Questo salto annuale di 17,1 GW è 8,8 volte superiore alla crescita annua mediana del picco tra il 2026 e il 2049.

​La maggior parte dell’incremento del 2030 si concentra su Dominion (Virginia settentrionale). Seguono altri incrementi nel 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) e 2041 (+10,7 GW). Dal 2033 in poi, la crescita di picco crolla a circa 1 GW all’anno con il completamento della prima ondata di data center.

​Per un’analisi più dettagliata della traiettoria del carico dei data center PJM, consulta la previsione di carico PJM: data center fino al 2046 di Modo Energy.

​Si prevede un peggioramento della tensione di sistema a breve termine

​La tensione di sistema dovrebbe continuare dal 2026 al 2030, poiché la crescita del carico è ulteriormente aggravata dalle dismissioni termiche.

Entro il 2030, 9,7 GW di capacità termica PJM saranno dismessi, inclusi Brandon Shores e Herbert Wagner in zone MAAC già sotto pressione. Entrambi hanno visto le date di disattivazione posticipate per motivi di affidabilità.

Le dismissioni in MISO aggravano la tensione, dato l’export netto storico di PJM verso MISO.

Il sollievo dalla coda di connessione è di breve durata. Le nuove aggiunte previste fino al 2030 non compensano la pressione combinata di dismissioni e crescita del carico. La valutazione di Modo delle aggiunte in coda PJM fino al 2030 comprende 25 GW di solare (principalmente in AEP) e 4 GW di eolico onshore (soprattutto nel PJM West). Le aggiunte di eolico offshore riguardano solo il progetto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) da 2,5 GW a causa della recente serie di cancellazioni di progetti offshore.

​Modo prevede 139 GW di nuovo gas insieme all’espansione delle rinnovabili in PJM

​Le nuove costruzioni cumulative entro il 2049 raggiungono 147 GW tra solare ed eolico onshore e 139 GW di nuovo gas. Lo sviluppo delle rinnovabili non sostituisce il gas: entrambe le fonti crescono insieme.

Il gas accelera più rapidamente, raggiungendo 51 GW entro il 2035, 95 GW entro il 2040 e 139 GW entro il 2049. Il solare segue un andamento simile fino a 84 GW nel 2049. L’eolico onshore arriva a 63 GW. Le aggiunte di batterie nel modello restano limitate, circa 11 GW entro il 2049, poiché la coda di connessione copre già la maggior parte dello storage fino al 2030.

Diversi fattori trainano la traiettoria del gas. PJM ha recentemente rivisto al ribasso i Capacity Accreditation Factors (CAF) ufficiali per le rinnovabili. I progetti eolici offshore continuano a essere cancellati. La crescita della domanda dei data center prosegue. In assenza di cambiamenti nella struttura di adeguatezza delle risorse PJM, queste dinamiche spingono il sistema verso una maggiore capacità a gas ferma.

Condizioni di scarsità in presenza di un carico crescente metteranno alla prova le politiche ambientali statali. Gli stati membri PJM hanno obiettivi di energia pulita come il VCEA in Virginia e il CEJA in Maryland, ma le crescenti preoccupazioni per l’affidabilità spingono i regolatori a concedere eccezioni. La SCC della Virginia ha approvato la centrale a gas di Chesterfield per Dominion a fine 2025, mentre le cancellazioni di eolico offshore in New Jersey e Maryland ampliano ulteriormente il divario.

La distribuzione interna a PJM determina la congestione di lungo periodo. Il modello colloca la maggior parte del nuovo gas fuori da Dominion, mentre Dominion assorbe la maggior parte del nuovo solare (circa 46 GW cumulativi entro il 2049). Le autorizzazioni determinano dove si installa la capacità, non il carico.

​I prezzi PJM salgono nel 2030, poi tornano alla media entro il 2033