As baterias do PJM registraram um aumento acentuado nas receitas, impulsionado estruturalmente pelo redesenho do mercado de regulação em outubro de 2025. Antes do redesenho (abril de 2024 a setembro de 2025), as receitas da frota tinham média de 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 totaliza US$ 72/kW-mês. A regulação representa US$ 56/kW-mês desse valor, 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 aproximadamente 3x mais do que no ano passado, com a regulação sendo o principal motor desse crescimento.
• A pilha de receitas modelada para abril chegou a US$ 72/kW-mês, impulsionada pelo aumento das receitas de regulação e spreads TB4 mais amplos.
• Os spreads TB4 em tempo real de abril tiveram média de US$ 383/MW-dia, 62% acima de abril de 2025. Baltimore (BGE) liderou por zona, com US$ 658/MW-dia, mais que o dobro do registrado em abril passado.
• Os spreads mais amplos foram resultado de uma onda de calor no meio do mês (15-16 de abril), preços de liquidação à noite cerca de 70% acima de abril de 2025 e crescimento contínuo da solar ao meio-dia, que reduziu os valores dos vales diurnos.

Redesenho de outubro eleva receita da frota para 3x o patamar anterior

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

Os 18 meses de dados anteriores ao redesenho mostraram receitas da frota variando entre US$ 13 e US$ 37/kW-mês, com a regulação contribuindo em média com US$ 15/kW-mês. Após o redesenho, as receitas passaram a uma média de US$ 62/kW-mês, com a regulação sozinha respondendo por US$ 55/kW-mês.

Os preços de liquidação dos serviços ancilares impulsionam esse aumento. O preço mínimo 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 da manhã e da noite continuaram apresentando picos acentuados de preços desde outubro. Além disso, o patamar durante os horários fora de rampa também subiu. As baterias estão lucrando tanto com os picos de rampa quanto com o novo patamar elevado.

Spreads TB4 se ampliam com onda de calor em abril e maior geração solar

Os spreads TB4 em tempo real de abril tiveram média de US$ 383/MW-dia, acima dos US$ 358/MW-dia de março e 62% superiores aos US$ 237/MW-dia de abril de 2025. Os spreads do mercado de pré-operação ficaram em US$ 247/MW-dia, também acima de março e 51% acima do mesmo mês do ano passado.

O cenário zonal se manteve familiar. 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 em relação ao ano anterior (+108% e +112%).

Todas as zonas do PJM apresentaram aumento dos spreads em tempo real ano a ano, mas o Atlântico Médio avançou ainda mais. Restrições persistentes de transmissão entre centros de carga a leste e geração a oeste seguem impulsionando a separação de preços durante as rampas.

Os spreads de pré-operação contam uma versão mais branda da mesma história. As zonas do Atlântico Médio 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 oscilações climáticas extremas. 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 de pré-operação responderam claramente, chegando a US$ 249/MWh, o pico do mês. O tempo real acompanhou, atingindo US$ 353/MWh na noite de 15 de abril.

Além da onda de calor, o perfil intradiário também mudou ano a ano. Os preços médios da noite em abril de 2026 ficaram cerca de 70% acima de abril de 2025, com a janela das 19h às 20h registrando média de US$ 115/MWh, contra US$ 65 do ano anterior.

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

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

A mudança na matriz de geração intensifica os picos causados pela onda de calor e torna os spreads TB maiores ano a ano.

Projetos no Atlântico Médio estão melhor posicionados para spreads mais altos 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 de abril em relação às baterias em operação em COMED, AEP ou APS. Projetos planejados nessas mesmas zonas do Atlântico Médio teriam os maiores spreads na carteira atualmente.

O que abril nos mostra?

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

A dinâmica do mercado de energia em abril também sinaliza um ambiente cada vez mais lucrativo. Os spreads TB4 se ampliaram ano a ano, impulsionados por uma onda de calor no meio do mês durante a temporada de manutenções e pelo crescimento contínuo da solar ao meio-dia, que reduziu os vales diurnos.

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 mais ganhos ou pressionará os preços de liquidação, é a questão em aberto para o fim de 2026.