As baterias operacionais no PJM iniciaram novembro após observarem oportunidades de receita consistentemente fortes ao longo de 2025.

Os sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS) no PJM tiveram receitas médias mensais de $24/kW-mês, ou $288/kW-ano, até setembro de 2025.

Preços de liquidação mais altos para fornecimento de Regulação e spreads mais amplos de energia em Tempo Real ampliaram as oportunidades de mercado em todo o sistema – mesmo que os resultados variassem bastante entre os ativos individuais.

As baterias do PJM seguiram o caminho global já conhecido: primeiro serviços ancilares, depois energia. As baterias do PJM continuam a obter a maior parte de suas receitas com Regulação e serviços de resposta de frequência, enquanto a arbitragem de energia desempenha um papel secundário, mas em expansão gradual.

Regulação segue como principal fonte de receita das baterias no PJM

Os preços de liquidação da Regulação têm superado de forma consistente outros preços de liquidação de serviços ancilares no PJM, frequentemente mais de 5x superiores aos de reservas sincronizadas ou primárias. Ao longo de 2024 e 2025, os preços de Regulação rivalizaram ou até superaram os da Energia.

A reformulação do mercado de Regulação do PJM no início de outubro de 2025 acentuou essa dinâmica. Os preços de Regulação em Tempo Real de 5 minutos tornaram-se altamente voláteis, com picos curtos chegando a ~$1.800/MW/h durante os horários de rampa. Baterias que estavam online e aptas a receber prêmios teriam capturado retornos extraordinários.

No entanto, esses extremos refletiram um mercado se ajustando a novas dinâmicas de liquidação, e não uma mudança estrutural na demanda subjacente. À medida que mais participantes se qualificaram para o novo desenho e a participação se normalizou, os preços de Regulação em novembro recuaram dos picos de outubro. Os preços médios de liquidação foram de $61/MW/h, ainda 36% acima da Energia, mas uma diferença bem menor que os 136% de outubro.

Mas a Regulação é apenas parte da história.

Houve oportunidade de mercado para armazenamento de energia além da Regulação?

Embora a Regulação seja atualmente a principal fonte de receita para baterias no PJM, a arbitragem de energia se tornará o maior componente das receitas merchant no longo prazo.

Diferente de ERCOT e CAISO, os preços de energia do PJM ainda são determinados principalmente pela carga, e não pela geração renovável.

Os preços de energia seguiram o perfil da demanda, criando dois picos diários em vez dos vales profundos ao meio-dia observados em sistemas com muita energia solar. Essa estrutura garante uma janela consistente de arbitragem para armazenamento de energia por bateria durante as rampas.

Ao longo deste relatório, a oportunidade de arbitragem é medida usando os spreads Top-Bottom (TBs).

Novembro de 2025 marcou uma mudança clara na volatilidade dos preços em Tempo Real em relação ao ano anterior.

Os preços em Tempo Real no nó PJM-RTO ultrapassaram $200/MWh em vários dias, com alguns intervalos chegando à faixa de $300–400/MWh.

Importante, esses picos não ficaram restritos a uma única janela de estresse. Preços elevados apareceram durante rampas de manhã cedo, períodos do meio-dia e picos à noite.

Isso contrasta com novembro de 2024, quando os perfis de preços eram muito mais suaves. A volatilidade do ano passado ficou concentrada principalmente na rampa da noite, mantendo os spreads diários comprimidos.

Repetidos desalinhamentos intradiários de preços, e não um único pico, elevaram a média dos spreads TB4 em Tempo Real para $216/MWh.

​As médias mensais contam a mesma história. Os spreads TB1 em Tempo Real aumentaram $43/MWh em relação ao ano anterior, enquanto os spreads aumentaram $20/MWh no Mercado Day-Ahead.

​​Esta é a primeira edição do relatório de referência da Modo Energy para receitas de baterias no PJM. Assinantes da Modo Energy Research podem continuar lendo para saber mais sobre:

• como o custo dos combustíveis ainda é o principal fator dos preços médios no PJM,
• por que o potencial para spreads maiores fora do verão está aumentando com o desenvolvimento da geração solar,
• como as paradas de geração para manutenção influenciaram os spreads no PJM neste outono,
• e como a congestão resulta em diferentes oportunidades de arbitragem de energia para baterias em toda a região.

Custos dos combustíveis determinam o tom dos preços de energia no PJM

O PJM segue sendo um sistema predominantemente termelétrico, o que define a formação dos preços. Geração a gás natural e nuclear domina a matriz, com o carvão fornecendo capacidade adicional de base.

Como resultado, os preços de energia são frequentemente definidos por unidades térmicas na margem. Mudanças nos custos dos combustíveis – especialmente gás e carvão em certas regiões – se traduzem diretamente em alterações nos preços da eletricidade em todo o PJM.

Em novembro de 2025, preços mais altos de gás e carvão elevaram toda a base dos preços de energia, com os preços da eletricidade acompanhando quase que diretamente as oscilações do gás ao longo do mês.​

​Além disso, a carga média diária cresceu 6%, de 84 GW em novembro de 2024 para 89 GW em novembro de 2025, levando à liquidação de geradores mais caros na ordem de mérito.

Quando o gás está na margem, pequenos movimentos no preço do combustível têm grande impacto. Um aumento incremental de $1/MMBtu normalmente resulta em um aumento de ~$7–10/MWh nos preços da energia.

​​Assim, os preços em novembro de 2025 foram mais altos e com dispersão muito maior para uma faixa similar de carga líquida do que em novembro de 2024.

Geração solar em alta amplia potencial de spreads de preços

O desenvolvimento da geração solar no PJM está atrás de mercados como ERCOT e CAISO, mas já começou. O pico médio diário da geração solar em grande escala aumentou 35% em relação ao ano anterior, chegando a 6,2 GW ao meio-dia em novembro.

No entanto, as renováveis ainda representam uma parcela relativamente pequena da matriz de geração que atende à carga do PJM.

Diferente do CAISO, onde a solar cria vales profundos de preço ao meio-dia, o crescimento incremental das renováveis no PJM ainda não deslocou a geração térmica durante os horários típicos de carregamento.

​Assim, as baterias do PJM continuam a operar em um mercado definido pela geração térmica que acompanha a carga, e não por vales de preço impulsionados por renováveis.

A carga líquida permanece elevada durante o meio do dia, mantendo as usinas a gás em operação e garantindo que os preços sejam definidos pelas unidades térmicas. Isso limita o spread de preços disponível para sistemas de armazenamento de energia por bateria.

Níveis de paradas contribuíram para spreads mais estreitos em novembro do que em outubro de 2025

Outro fator que pode influenciar os preços de energia são as paradas programadas e forçadas de geradores.

No PJM, a manutenção programada geralmente se concentra nos meses de entressafra, especialmente em abril, maio e outubro, quando a demanda é baixa o suficiente para tirar unidades de operação sem grandes riscos à confiabilidade.

As paradas de geração atingiram cerca de 71 GW em outubro antes de caírem de forma constante ao longo de novembro, chegando a 29 GW ao final do mês.

Essa mudança aparece claramente nos spreads de preços.

Outubro de 2025 registrou spreads mais amplos nos mercados Day-Ahead e Tempo Real do que novembro, refletindo condições mais apertadas do sistema quando havia mais capacidade indisponível.

Para as baterias, essa distinção é relevante. Paradas tendem a inflar a oportunidade de arbitragem no nível do sistema, enquanto o momento e o local determinam onde essa oportunidade se materializa na rede.

Volatilidade cria oportunidade – congestão decide quem ganha

Embora os spreads em todo o sistema tenham sido elevados em novembro, a oportunidade de arbitragem variou bastante por localização. Mesmo dentro da mesma zona de carga, baterias experimentaram resultados de preço materialmente diferentes.

Os perfis de preços em Tempo Real mostram o motivo.

No nível do sistema, o PJM apresenta as já conhecidas rampas de manhã e à noite. Mas zonas como Dominion e BGE frequentemente se separam da média PJM-RTO, especialmente nos horários de pico. Essas separações de preço causadas por congestionamento criam disparidades intradiárias recorrentes que as baterias podem monetizar.

Em contraste, zonas com perfis de carga semelhantes, mas conexão de transmissão mais forte, tendem a acompanhar mais de perto a média do RTO. Seus perfis de preço são mais planos, com menos desvios sustentados e menor potencial de arbitragem.

As baterias operacionais em Dominion e BGE estavam localizadas nos pontos com os maiores spreads Top-Bottom em novembro, refletindo congestionamento persistente e capacidade de transferência limitada.

As baterias planejadas mostram uma gama ainda maior de resultados. Dentro das mesmas zonas, os spreads de novembro de 2025 divergem fortemente entre os nós. Os maiores spreads aparecem em Fourth Quarter, uma bateria planejada de 500 MW na zona PEPCO de Maryland, seguida pela Chapel Energy Storage, um projeto de 300 MW na zona BGE de Maryland.

Restrições de transmissão e efeitos de precificação nodal podem ampliar ou suprimir spreads em nós individuais de bateria, criando vencedores e perdedores dentro da mesma zona de carga.

À medida que mais sistemas de armazenamento por bateria são desenvolvidos no PJM e o valor do serviço de Regulação é reduzido, essa dispersão se torna ainda mais relevante. Pequenas diferenças na localização – até o nível do nó – podem multiplicar o valor esperado de arbitragem.