No maior mercado de eletricidade dos EUA, a implantação de sistemas de armazenamento de energia em baterias em escala de utilidade pela PJM ficou para trás, com apenas cerca de 400 MW em operação atualmente.
No entanto, isso deve mudar nos próximos anos. O aumento das oportunidades no mercado de capacidade, a melhora nos spreads de arbitragem de energia e a reforma da fila em andamento apontam para uma implantação concreta de armazenamento em larga escala em breve.
No nosso evento ao vivo “O Estado do Armazenamento de Energia na PJM”, Deeksha Anand e Brandt Vermillion exploram como os fundamentos do mercado estão mudando para apoiar a próxima onda de adoção de BESS.
Você pode encontrar o link para os slides aqui, ou incorporado ao final do artigo.
1. Geradores térmicos ainda são os maiores produtores, mas as renováveis estão chegando
A geração térmica continua sendo a base da matriz de suprimento da PJM, determinando os preços na maior parte das horas.
Nuclear e carvão ainda representam 47% da geração total. No entanto, isso é uma queda em relação a ~70% em 2016, com o gás preenchendo a maior parte da lacuna deixada pelo fechamento de usinas a carvão na última década.
As renováveis também estão avançando, mas com apenas 4-5 GW de geração solar ao meio-dia em 2024, seu impacto na matriz de ~100 GW da PJM e no perfil diário de preços ainda é limitado – diferente de mercados como o CAISO.
2. A implantação de armazenamento ainda é pequena, mas a reforma da fila pode liberar até 7 GW até 2030
A frota de armazenamento em escala de utilidade da PJM soma pouco mais de 400 MW atualmente, com durações médias acima de 1 hora.
Isso é uma fração do que ERCOT e CAISO adicionaram – quase 25 GW juntos nos últimos 5 anos.
Cerca de 65% da capacidade existente está concentrada em apenas 3 estados: Nova Jersey, Illinois e Virgínia. O crescimento tem sido impulsionado por mandatos estaduais de contratação, metas de concessionárias e programas de incentivos favoráveis.
O principal gargalo para a adoção de BESS tem sido a conexão à rede. Historicamente, mais de 80% dos projetos que entraram na fila da PJM desistiram antes de operar.
Antes de 2020, baterias autônomas na PJM levavam em média 2 anos para se conectar.
Mas para projetos conectados após 2020, esse prazo aumentou para 4 anos, com alguns levando até 9 anos.
A reforma da fila é o catalisador que o mercado de armazenamento da PJM precisa
O novo processo de clusters primeiro pronto, primeiro atendido substitui a abordagem serial anterior.
A PJM está eliminando o acúmulo por meio de 3 ciclos intermediários: Fast Lane, Ciclo de Transição 1 (TC1) e Ciclo de Transição 2 (TC2).
Esses 3 ciclos de transição juntos reúnem quase 18 GW de capacidade de baterias na fila. Até meados de 2026, esses estudos serão concluídos e a PJM abrirá seu primeiro ciclo totalmente reformulado.
Se os prazos da reforma da fila forem mantidos, mesmo com alguma desistência, até 7 GW de capacidade de baterias podem estar operacionais até 2030 – 17x a capacidade instalada atual.
3. Receitas de 2025 em alta, mas a janela da Regulação é curta
2025 tem sido um ano forte para operadores de baterias na PJM.
As receitas brutas subiram acentuadamente em relação aos dois anos anteriores, impulsionadas pela maior volatilidade nos preços de energia em tempo real.
Preços de escassez e eventos climáticos – incluindo a onda de calor de junho – provocaram demanda recorde na Costa Leste e aumentaram os preços da energia.
Abaixo estão as receitas brutas acumuladas consolidadas dos Relatórios Trimestrais da FERC, que não consideram os custos de carregamento das baterias.
A Regulação continua sendo a principal fonte de receita, respondendo por três quartos das receitas totais de BESS no primeiro semestre de 2025.
Preços de liquidação elevados e pagamentos por desempenho tornaram a Regulação uma fonte lucrativa para baterias. No entanto, o mercado é raso e está perto da saturação.
Quando a implantação de baterias superar o tamanho do mercado de Regulação, a canibalização de preços se torna inevitável – como já visto em CAISO e ERCOT.
Isso significa que as receitas de Regulação provavelmente começarão a diminuir à medida que mais projetos de BESS entrarem em operação.
4. Preços altos no mercado de capacidade dão base sólida às receitas de BESS
Enquanto isso, os preços de capacidade estão disparando, tornando-se o próximo grande motor de receita para BESS.
Leilões recentes atingiram máximas históricas, impulsionados pelo rápido crescimento da demanda, aposentadorias de térmicas, mudanças de acreditação e oferta limitada.
Com preços de liquidação próximos a US$ 300/MW-dia, uma bateria de 4 horas e 1 MW com 50% de Capacidade Efetiva de Suporte à Carga (ELCC) no leilão base da PJM pode faturar cerca de US$ 55 mil/MW-ano.
Mesmo liquidando o leilão e garantindo pagamentos de capacidade por apenas dois ou três anos já oferece uma base sólida para retorno inicial.
Com o crescimento da demanda acelerando devido ao desenvolvimento de data centers e a oferta mal acompanhando, os preços de capacidade devem permanecer altos – sustentando retornos robustos para o armazenamento.
A maioria dos projetos Fast Lane de baterias são de 4 horas ou mais – uma mudança em relação aos sistemas de curta duração focados em regulação do passado.
Os desenvolvedores provavelmente estão optando por maior duração para obter ELCCs mais altos e pagamentos de capacidade – semelhante à estrutura de Resource Adequacy do CAISO.
5. Oportunidades de arbitragem melhoraram em 2025 à medida que a carga cresce e a volatilidade retorna
A arbitragem de energia está se tornando uma fonte de receita mais relevante para baterias.
Os spreads top-bottom (TB) aumentaram ano após ano, refletindo maior volatilidade em tempo real devido ao crescimento da demanda de pico e períodos de clima extremo, com temperaturas fora do padrão sazonal.
Os valores TB indicam quanto uma bateria pode lucrar comprando energia quando os preços estão baixos e vendendo quando estão altos.
6. Retornos de arbitragem variam bastante conforme o nó
Como a energia é precificada locacionalmente – ao contrário dos serviços ancilares –, o nó onde a bateria está instalada tem grande impacto no potencial de receita de arbitragem.
Considerando que a maioria dos projetos Fast Lane com acordos de conexão assinados são sistemas de 4 horas, os spreads TB4 são o melhor indicador para os retornos esperados.
Traçando os spreads TB4 de 2024 para projetos Fast Lane, usando seus próprios ou os nós proxy mais próximos, mostra que os retornos podem variar de US$ 28.000/MW/ano a US$ 104.000/MW/ano.
Locais de baterias no norte da Virgínia e Maryland se destacam como pontos-chave de arbitragem, onde congestionamentos e demanda concentrada de grandes data centers provocam oscilações acentuadas de preços intradiários.
Em contraste, spreads TB4 são menores em Nova Jersey, refletindo limitações na capacidade de exportação de transmissão.
Os preços da PJM ainda não são tão voláteis quanto os do CAISO ou ERCOT.
Mas com mais energia solar entrando na rede e a demanda de data centers aumentando, movimentos de preços mais bruscos – e maior potencial de arbitragem para baterias – são prováveis.
7. Forte crescimento da carga reforça fundamentos sólidos para preços elevados de capacidade
A demanda na PJM está crescendo mais rápido do que a oferta consegue acompanhar – levando os preços de capacidade aos maiores níveis em anos.
Mesmo considerando novos projetos que devem ser aprovados na fila reformada, o sistema ainda ficará aquém da meta de confiabilidade na próxima década.
Esse aumento da diferença destaca a necessidade crescente de capacidade adicional. As baterias estão posicionadas para assumir mais esse papel à medida que unidades de carvão e gás se aposentam e a geração renovável aumenta.
Com preços de capacidade altos e a volatilidade retornando ao mercado de energia, a PJM agora oferece fundamentos sólidos para investimentos em armazenamento.
Os slides completos da transmissão ao vivo estão disponíveis abaixo:
