As baterias do PJM tiveram um forte aumento nas receitas, impulsionado pelo redesenho do mercado de regulação em outubro de 2025. Antes do redesenho (abril de 2024 a setembro de 2025), as receitas da frota ficaram em média em US$ 20/kW-mês. Após o redesenho, a média subiu para US$ 62/kW-mês, atingindo o pico de US$ 104,5/kW-mês em fevereiro.

A arbitragem de energia também se fortaleceu. Uma onda de calor no meio do mês elevou os spreads TB4 de abril para US$ 383/MW-dia, 62% acima de abril de 2025.

A pilha de receitas modelada para abril soma US$ 72/kW-mês. A regulação contribui com US$ 56/kW-mês desse total, com US$ 11/kW-mês vindos da arbitragem de energia em tempo real e US$ 5/kW-mês de pagamentos de capacidade.

Principais destaques

• As baterias do PJM estão faturando cerca de 3 vezes mais do que no ano passado, com a regulação sendo o principal fator desse aumento.
• A pilha de receitas modelada para abril atingiu US$ 72/kW-mês, impulsionada por receitas de regulação mais fortes e spreads TB4 mais amplos.
• Os spreads TB4 em tempo real de abril ficaram em média em US$ 383/MW-dia, 62% acima de abril de 2025. Baltimore (BGE) liderou por zona, com US$ 658/MW-dia, mais que o dobro de abril passado.
• Os spreads mais amplos resultaram de uma onda de calor em meados do mês (15 a 16 de abril), com preços de liquidação à noite cerca de 70% acima de abril de 2025, além do crescimento contínuo da energia solar ao meio-dia puxando os preços diurnos para baixo.

O redesenho da regulação em outubro triplicou a receita da frota em relação à base anterior

O redesenho do mercado de regulação do PJM em outubro de 2025 substituiu os sinais separados Reg A (lento, térmico) e Reg D (rápido, bateria) por um sinal unificado. Os dados reais do 1º trimestre de 2026 quantificam o impacto.

Os 18 meses de dados pré-redesenho apontavam receitas da frota entre US$ 13 e US$ 37/kW-mês, com a regulação contribuindo em média com US$ 15/kW-mês. Desde o redesenho, as receitas médias ficaram em US$ 62/kW-mês, com a regulação sozinha respondendo por US$ 55/kW-mês em média.

Os preços de liquidação dos serviços ancilares impulsionam esse aumento. O menor preço mensal de liquidação de regulação após o redesenho (US$ 62/MWh) é maior do que qualquer preço mensal desde janeiro de 2023.

Reservas sincronizadas e primárias permaneceram baixas, pois não foram afetadas pelo redesenho.

Os horários de rampa pela manhã e à noite continuaram gerando picos de preços acentuados desde outubro. Além disso, o patamar durante as horas fora de rampa também subiu. As baterias estão ganhando tanto nos picos de rampa quanto no novo patamar mais alto.

Spreads TB4 se ampliaram com onda de calor em abril e aumento da geração solar

Os spreads TB4 em tempo real de abril ficaram em média em US$ 383/MW-dia, acima dos US$ 358/MW-dia de março e 62% acima dos US$ 237/MW-dia de abril de 2025. Os spreads do mercado do dia anterior chegaram a US$ 247/MW-dia, também acima de março e 51% acima de abril passado.

O panorama zonal se manteve. Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) e Virgínia (DOM) lideraram com US$ 658, US$ 605 e US$ 601/MW-dia, respectivamente. Baltimore e DC mais que dobraram ano a ano (+108% e +112%).

Todas as zonas do PJM tiveram aumento nos spreads em tempo real ano a ano, mas o Meio-Atlântico se destacou ainda mais. Restrições persistentes de transmissão entre centros de carga no leste e geração no oeste continuam a impulsionar a separação de preços nos horários de rampa.

Os spreads do mercado do dia anterior contam uma versão mais amena da mesma história. As zonas do Meio-Atlântico ainda lideram, mas o gradiente geográfico é menor e as diferenças entre zonas são mais estreitas do que no tempo real.

Abril não teve equivalente à tempestade de inverno Iona de março, com poucas flutuações extremas de clima. O evento mais marcante foi uma onda de calor entre 13 e 17 de abril. A carga média horária atingiu 101 GW em 15 de abril, o maior valor do mês, frente à média típica de abril de cerca de 85 GW.

Os mercados do dia anterior responderam claramente, chegando ao pico de US$ 249/MWh, o maior do mês. O tempo real acompanhou, atingindo US$ 353/MWh na noite de 15 de abril.

Além da onda de calor, o formato intradiário mudou de um ano para o outro. Os preços médios do início da noite em abril de 2026 foram cerca de 70% superiores aos de abril de 2025, com a janela das 19h às 20h ficando em torno de US$ 115/MWh contra US$ 65 no ano anterior.

A maioria dos dias seguiu um perfil horário semelhante ao de 2025, mas com rampas noturnas mais altas.

As renováveis também ampliaram os spreads TB. A geração solar cresceu 27% ano a ano em abril (a média horária subiu de 3,3 para 4,2 GW), com mais geração ao meio-dia pressionando os preços diurnos para baixo. O vento cresceu 16%; gás e nuclear ficaram estáveis.

A mudança no perfil da frota de geração intensifica os picos causados pela onda de calor e amplia os spreads TB ano a ano.

Projetos no Meio-Atlântico estão melhor posicionados para os maiores spreads no PJM

O mesmo padrão zonal se repete no nível dos ativos. Cada BESS em operação em BGE, PEPCO e DOM liquidou aproximadamente o dobro do spread TB acumulado em abril em relação às baterias em operação em COMED, AEP ou APS. Projetos planejados nessas zonas do Meio-Atlântico teriam hoje os maiores spreads do pipeline.

O que abril nos mostra?

Seis meses depois, os dados confirmam que a reforma da regulação do PJM em outubro de 2025 beneficiou as baterias. Antes do redesenho, as receitas mensais médias eram cerca de US$ 20/kW-mês. Desde então, triplicaram, com a regulação respondendo por quase 100% desse aumento.

A dinâmica do mercado de energia em abril também indica um ambiente cada vez mais lucrativo. Os spreads TB4 se ampliaram ano a ano, impulsionados por uma onda de calor em meados do mês durante a temporada de paradas programadas e pelo crescimento contínuo da solar ao meio-dia puxando os preços mínimos para baixo.

Olhando para frente, a Fase 2 do redesenho, prevista para outubro de 2026, dividirá o sinal bidirecional da regulação em produtos separados RegUp e RegDown. Se isso trará ainda mais ganhos ou pressionará os preços de liquidação é a grande dúvida para o final de 2026.