​Due dinamiche concorrenti delineano lo scenario per la crescita delle batterie nel breve termine in PJM. La domanda crescente dei data center e una ondata di dismissioni termiche aprono un gap 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 24/7 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 copre le prospettive fondamentali di mercato PJM secondo 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 di 87 $/MWh nel 2032, per poi stabilizzarsi rispettivamente intorno a 69.000 $ e 59 $/MWh entro il 2049. I progetti che entrano in esercizio tra il 2028 e il 2032 catturano il valore più alto.
• Il picco di carico coincidente, inclusi gli export previsti, passa da 173,7 GW nel 2029 a 190,8 GW nel 2030, 8,8 volte la crescita mediana annua del picco prevista tra il 2026 e il 2049. I data center Dominion rappresentano la maggior parte di questo incremento.
• Rinnovabili e storage costituiscono l’89% della coda di connessione PJM, tutti con bassi CAF, a fronte di 9,7 GW di dismissioni termiche attese 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 ultime previsioni CAF di PJM mostrano cali annui di 4-8 punti percentuali per eolico e storage, consolidando la dipendenza dal gas e modellando l’economia futura del mercato 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% in meno rispetto al picco del 2030. AEP e le altre zone occidentali scendono intorno a 59.000 $.

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

​PJM registra il maggiore incremento di carico a breve termine nell’Eastern Interconnect. Il picco nativo coincide con una crescita di 12 GW tra il 2029 e il 2030, mentre Modo prevede che gli export verso le regioni vicine aumenteranno di 5 GW. Questo salto annuale di 17,1 GW è 8,8 volte la crescita mediana annua del picco prevista dal 2026 al 2049.

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

​Per un’analisi più approfondita della traiettoria della domanda dei data center in PJM, consulta la previsione di 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 persistere dal 2026 al 2030, aggravata dalla crescita del carico e dalle dismissioni termiche.

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

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

Il sollievo dalla coda di connessione è di breve durata. Le aggiunte di sistema previste entro il 2030 non saranno sufficienti a compensare la pressione combinata di dismissioni e crescita del carico. La valutazione di Modo sulle nuove connessioni PJM entro il 2030 include 25 GW di solare (principalmente in AEP) e 4 GW di eolico onshore (soprattutto nel PJM West). Le aggiunte di eolico offshore consistono solo nel progetto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) da 2,5 GW, dato il recente susseguirsi di cancellazioni di progetti offshore.

​Modo prevede 139 GW di nuovi impianti a gas insieme all’espansione delle rinnovabili in PJM

​Le nuove realizzazioni cumulative entro il 2049 raggiungono 147 GW di solare più eolico onshore e 139 GW di nuovo gas. Lo sviluppo delle rinnovabili non sostituisce il gas: 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 una traiettoria simile fino a 84 GW nel 2049. L’eolico onshore arriva a 63 GW. Le aggiunte di batterie nel modello rimangono ridotte, circa 11 GW entro il 2049, poiché la coda di connessione copre già la maggior parte dello storage fino al 2030.

Diverse forze guidano la traiettoria del gas. PJM ha recentemente rivisto al ribasso i propri Capacity Accreditation Factors (CAF) per le rinnovabili. I progetti eolici offshore continuano a essere cancellati. La crescita del carico dei data center continua ad aumentare. In assenza di cambiamenti nella struttura di adeguatezza delle risorse di PJM, queste dinamiche spingono il sistema verso una maggiore capacità a gas stabile.

Le condizioni di scarsità dovute all’aumento del carico metteranno alla prova le politiche ambientali statali. Gli Stati membri di PJM hanno obiettivi di energia pulita come il VCEA in Virginia e il CEJA in Maryland, ma le crescenti preoccupazioni sull’affidabilità stanno portando i regolatori a concedere eccezioni. La SCC della Virginia ha approvato la centrale a gas di Chesterfield per Dominion alla fine del 2025, mentre le cancellazioni dell’eolico offshore in New Jersey e in Maryland ampliano ulteriormente il divario.

La distribuzione interna a PJM determina la congestione di lungo termine. Il modello localizza la maggior parte dei nuovi impianti a gas fuori da Dominion, mentre Dominion stessa assorbe la maggior parte del nuovo solare (circa 46 GW cumulativi entro il 2049). I permessi determinano dove si installa la capacità, non il carico.

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