​Due dinamiche concorrenti preparano il terreno per la crescita a breve termine delle batterie in PJM. La domanda crescente dei data center e un’ondata di dismissioni di impianti termici aprono un gap di capacità ferma che la coda di interconnessione non potrà 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 della Eastern Interconnect, con prezzi ATC (around-the-clock) che raggiungono il picco di 87 $/MWh nel 2032.

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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 sulla costa Est grazie alla crescita costante dei data center.

​Questo articolo riassume le fondamenta delle prospettive di mercato PJM di Modo Energy per il Q3 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, stabilizzandosi rispettivamente 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 picco coincidente, inclusa la previsione di esportazioni, passa da 173,7 GW nel 2029 a 190,8 GW nel 2030, ovvero 8,8 volte la crescita media annua di picco prevista tra il 2026 e il 2049. I data center Dominion rappresentano la maggior parte dell’incremento.
• Rinnovabili e storage costituiscono l’89% della coda di interconnessione PJM, tutti con bassi CAF, a fronte di 9,7 GW di dismissioni termiche previste 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 mostrano cali annuali di 4-8 punti percentuali per eolico e storage, consolidando la dipendenza dal gas e influenzando l’economia futura del mercato di capacità.
• Dominion TB4 si attesta 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 le altre zone occidentali scendono a circa 59.000 $.

​La domanda di picco in PJM cresce di 12 GW nel 2030 e poi crolla

​PJM registra il maggiore aumento di carico a breve termine nella Eastern Interconnect. Il picco nativo cresce di 12 GW dal 2029 al 2030, mentre Modo prevede che le esportazioni verso le regioni vicine aumentino di 5 GW. Questo salto annuale di 17,1 GW rappresenta 8,8 volte la crescita media annua di picco prevista tra il 2026 e il 2049.

​La maggior parte dell’incremento del 2030 si concentra in Dominion (Virginia del Nord). Seguiranno altri aumenti 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 fase di sviluppo dei data center.

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

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

​La tensione di sistema dovrebbe continuare dal 2026 al 2030, aggravata dalla crescita del carico e dalle dismissioni termiche.

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

Le dismissioni in MISO aggravano la tensione, dato lo storico saldo esportatore di PJM verso MISO.

Il sollievo dalla coda di interconnessione è di breve durata. Le aggiunte di sistema previste fino al 2030 non sono sufficienti a compensare la pressione combinata di dismissioni e crescita del carico. L’analisi di Modo sulle aggiunte in coda fino al 2030 include 25 GW di solare (principalmente in AEP), 4 GW di eolico onshore (soprattutto in PJM West). Le aggiunte di eolico offshore si limitano al progetto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) da 2,5 GW, vista la 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: entrambi crescono insieme.

Il gas accelera più velocemente, raggiungendo 51 GW entro il 2035, 95 GW nel 2040 e 139 GW nel 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 contenute, circa 11 GW entro il 2049, dato che la coda di interconnessione copre già la maggior parte dello storage previsto fino al 2030.

Diverse forze guidano la traiettoria del gas. PJM ha recentemente rivisto al ribasso i Capacity Accreditation Factors (CAF) ufficiali per le rinnovabili. Continuano le cancellazioni di progetti eolici offshore. La crescita della domanda dei data center continua a salire. In assenza di cambiamenti nel meccanismo di adeguatezza delle risorse di PJM, queste dinamiche spingono verso una maggiore capacità ferma a gas.

Le condizioni di scarsità, unite all’aumento del carico, 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 sull’affidabilità stanno spingendo 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 progetti eolici offshore in New Jersey e Maryland ampliano ulteriormente il divario.

La distribuzione interna a PJM determina la congestione di lungo termine. Il modello prevede la maggior parte dei nuovi impianti a gas fuori da Dominion, mentre Dominion assorbe la gran 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 toccano il picco nel 2030, poi tornano ai valori medi entro il 2033