​Due dinamiche concorrenti definiscono lo scenario per la crescita a breve termine delle batterie nel PJM. L’aumento della domanda dei data center e una serie di dismissioni di impianti termici aprono un gap di capacità ferma che la coda di connessione 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 dell’Eastern Interconnect, con prezzi ATC (around-the-clock) 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 sostenuta dei data center.

​Questo articolo tratta le prospettive fondamentali 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, per poi stabilizzarsi rispettivamente attorno a ~69.000 $ e ~59 $/MWh entro il 2049. I progetti avviati tra il 2028 e il 2032 catturano il massimo valore.
• Il carico di picco coincidente passa da 173,7 GW nel 2029 a 190,8 GW nel 2030, una crescita annua di picco pari a 8,8 volte la mediana 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 connessione di PJM, tutti con bassi CAF, a fronte di 9,7 GW di dismissioni termiche previste entro il 2030.
• Modo prevede 139 GW di nuovi impianti a gas entro il 2049, insieme a 147 GW di solare ed eolico onshore. Le CAF più recenti previste da PJM mostrano cali annui di 4-8 punti percentuali per eolico e storage, consolidando la dipendenza dal gas e influenzando l’economia dei mercati di capacità futuri.
• Il TB4 di Dominion 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 salta di 17 GW nel 2030, poi si riduce

​PJM registra il maggior aumento di carico a breve termine nell’Eastern Interconnect. Il picco coincidente cresce da 173,7 GW nel 2029 a 190,8 GW nel 2030. Questo salto annuale di 17,1 GW rappresenta una crescita pari a 8,8 volte la mediana annua prevista tra il 2026 e il 2049.

​La maggior parte dell’incremento del 2030 si concentra in Dominion (Virginia settentrionale). Seguiranno altri aumenti nel 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) e 2041 (+10,7 GW). Dal 2033 in poi, la crescita del picco si riduce a circa 1 GW l’anno, una volta completata la prima ondata di data center.

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

​La tensione di sistema dovrebbe peggiorare nel breve termine

​Si prevede che la tensione di sistema continui dal 2026 al 2030, poiché la crescita della domanda sarà ulteriormente aggravata dalle dismissioni termiche.

Entro il 2030 saranno ritirati 9,7 GW di capacità termica PJM, inclusi Brandon Shores e Herbert Wagner in zone MAAC già congestionate. Le date di disattivazione di entrambi sono state posticipate per motivi di affidabilità.

Le dismissioni nel MISO accentuano la tensione, dato il ruolo storico di PJM come esportatore netto verso MISO.

Il sollievo dalla coda di connessione è di breve durata. Le aggiunte di sistema previste fino al 2030 non compensano la pressione combinata di dismissioni e crescita della domanda. L’analisi di Modo delle nuove connessioni PJM fino al 2030 include 25 GW di solare (principalmente in AEP), 4 GW di eolico onshore (soprattutto nel PJM West). Le aggiunte di eolico offshore si limitano al solo progetto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) da 2,5 GW, a causa delle recenti cancellazioni di altri 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 percorso simile fino a 84 GW entro il 2049. L’eolico onshore arriva a 63 GW. Le aggiunte di batterie nel modello rimangono limitate, circa 11 GW entro il 2049, poiché la coda di connessione copre già la maggior parte dello storage fino al 2030.

Diversi fattori alimentano la traiettoria del gas. PJM ha recentemente rivisto al ribasso i suoi Capacity Accreditation Factors (CAF) ufficiali per le rinnovabili. Continuano le cancellazioni di progetti eolici offshore. La domanda dei data center continua a crescere. In assenza di cambiamenti nella struttura di resource adequacy del PJM, queste dinamiche spingono il sistema verso una maggiore capacità termica a gas.

Le condizioni di scarsità, insieme all’aumento della domanda, metteranno alla prova le politiche ambientali statali. Gli Stati membri del 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 Chesterfield per Dominion a fine 2025, mentre le cancellazioni di eolico offshore in New Jersey e Maryland allargano ulteriormente il divario.

La distribuzione interna al PJM determina la congestione di lungo periodo. Il modello prevede che la maggior parte dei nuovi impianti a gas siano 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 la domanda.

​I prezzi PJM salgono nel 2030, poi si normalizzano entro il 2033

​I prezzi ATC di sistema crescono fino alla fine degli anni 2020 e raggiungono il picco di 87 $/MWh nel 2032, il valore più alto nell’Eastern Interconnect per quell’anno. Gli spread TB4 più che raddoppiano da 53.000 $/MW-anno nel 2026 a 112.000 $ entro il 2030, posizionando PJM circa 45.000 $ sopra i successivi (ISO-NE e NYISO, entrambi attorno a 68.000 $).

La forma boom-bust è più marcata per PJM rispetto ai concorrenti. Il TB4 passa da 101.000 $ nel 2032 a 77.000 $ nel 2033, un calo annuale che nessun altro ISO della costa est sperimenta. Le aggiunte di gas colmano il divario proprio quando la crescita del carico di picco rallenta.

Entro il 2049, PJM è l’ISO della costa est con lo spread più basso a 69.000 $/MW-anno, sotto NYISO (81.000 $), ISO-NE (77.000 $) e solo leggermente sopra MISO (51.000 $). Gli ATC si stabilizzano vicino a 59 $/MWh, circa il 33% sotto il loro massimo. L’accesso strutturalmente più economico al gas di PJM determina i prezzi fino all’equilibrio di lungo termine.

​I prezzi della capacità in PJM riflettono la stessa tensione

​Le aste RPM (Reliability Pricing Model) di PJM si sono chiuse a livelli record negli ultimi due cicli: 269 $/MW-giorno a livello di sistema per il 2025/26 e 329 $/MW-giorno per il 2026/27. Le previsioni di Modo mantengono i prezzi di clearing della capacità elevati fino al 2032, mentre la scarsità di sistema persiste, prima che le nuove costruzioni a gas ammorbidiscano la curva.

​Dominion mantiene il premio dell’Est; AEP e l’Ovest calano dopo il 2033

​Le medie PJM mascherano una forte dispersione interna. La scelta del sito all’interno di PJM è importante quanto la scelta di PJM rispetto ad altri ISO.

La storia della congestione si divide in due fasi. Nel breve termine (2026–2029), i prezzi di Mid-Atlantic e West si ammorbidiscono. L’eolico offshore Coastal Virginia entra in produzione all’interno di Dominion. Gli upgrade di trasmissione RTEP 24 e 25 aumentano la capacità di importazione verso MAAC e Dominion. Nel lungo termine (dal 2030 in poi), il salto del carico di picco del 2030 e la crescita sostenuta dei data center Dominion riaprono il divario Est-Ovest. Le trasmissioni approvate sono adeguate per il picco attuale, ma vengono superate dalla prossima ondata di carico. I risultati preliminari di RTEP 26 puntano a colmare questo gap, ma nulla è ancora definitivo al momento della pubblicazione della previsione.

La scelta del sito BESS all’interno di PJM segue queste traiettorie zonali. Dominion, BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL e PSEG formano le zone di congestione dell’Est con premi persistenti rispetto all’Ovest. AEP, DAY, DEOK e ATSI cavalcano l’onda a breve termine ma calano dopo il 2033. COMED e RECO seguono una curva diversa che si riprende quando il sistema si riequilibra.

​Cosa significa per sviluppatori, investitori e finanziatori?

​I progetti che raggiungono l’operatività commerciale tra il 2028 e il 2032 catturano spread TB4 circa il 50% superiori alla media di lungo periodo di PJM, insieme a prezzi record della capacità. Gli operatori successivi ottengono spread strutturalmente più bassi, parzialmente compensati dalla diminuzione del CapEx negli anni 2030.

La posizione conta quanto il timing. Il premio di lungo periodo di Dominion dipende da due fattori: che la previsione di carico dei data center si mantenga e che la trasmissione RTEP 26 non arrivi nei tempi previsti dal modello. Le zone orientali (BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL, PSEG) mantengono il premio persistente; le zone occidentali (AEP, DAY, DEOK, ATSI) cavalcano l’onda nel breve termine ma calano dopo il 2033.

Questo articolo fa parte di una serie trimestrale basata sugli aggiornamenti delle previsioni PJM di Modo Energy. Il prossimo approfondirà i casi di investimento specifici per le batterie, distinguendo per anno e localizzazione.

​La metodologia e le fonti dati per l’intera previsione PJM sono disponibili nella documentazione di Modo Energy.