Os spreads TB4 em tempo real no PJM tiveram média de $317/MW-dia em agosto de 2026, 78% acima de agosto de 2025. O mês não registrou recordes de temperatura ou de demanda máxima. O aumento dos spreads veio de uma carga-base mais elevada.

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A demanda média horária subiu 8,4% em relação ao ano anterior, chegando a 108 GW, enquanto a demanda de pico caiu 0,8%. O oposto de julho, quando a média caiu 1% e o pico bateu recorde histórico.

O benchmark vBESS (BESS virtual) da Modo Energy estima que uma bateria de 100 MW e 4 horas gerou entre $13 e $15/kW-mês em ComEd, Dominion e Penelec. Pouca mudança em relação a agosto de 2025. Os ganhos com spreads mais amplos foram parcialmente compensados pela regulação, que caiu para o terceiro menor nível desde a reformulação de outubro de 2025.

Principais destaques

• Baterias renderam $14,32, $15,08 e $13,47/kW-mês em ComEd, Dominion e Penelec.
• Energia Day-Ahead representou uma fatia maior da receita do que há um ano em todas as três zonas, subindo de 9 a 22 pontos percentuais, enquanto a participação da regulação caiu.
• Spreads TB4 em tempo real tiveram média de $317/MW-dia, alta de 78% ano a ano. Day-Ahead chegou a $276/MW-dia, alta de 70%.
• Demanda média cresceu 8,4% para 108 GW enquanto o pico caiu 0,8%. Só a Virgínia foi responsável por um terço do aumento, com carga subindo 17,6%.

Energia Day-Ahead ganhou maior participação na receita

Uma bateria de 100 MW e 4 horas rendeu $14,32/kW-mês em ComEd, $15,08/kW-mês em Dominion e $13,47/kW-mês em Penelec.

Energia Day-Ahead contribuiu mais do que há um ano em todas as zonas: 36,5% da receita da ComEd contra 27,2%, 51,3% da Dominion contra 29,8%, e 37,0% da Penelec contra 24,0%.

A regulação seguiu no sentido oposto. Ainda é a principal fonte individual em ComEd e Penelec, com 53% da receita, mas caiu de 67% e 71% em relação ao ano anterior.

A regulação foi liquidada a $87/MWh em agosto, contra $186/MWh em julho, mas a receita de regulação caiu apenas um terço. Dividindo a receita pelo preço de liquidação explica o motivo: a bateria de 100 MW liquidou cerca de 12 MW de regulação em ComEd, acima dos 8,2 MW de julho.

Com a normalização dos spreads de energia, o otimizador direcionou a capacidade para o mercado que paga mais por MW. Mantendo-se continuamente, a regulação aos preços de agosto paga $64,81/kW-mês, contra $9,83/kW-mês para um único ciclo diário de energia no TB4 em tempo real de agosto.

O volume limita a oportunidade de receita em serviços ancilares. O PJM contratou uma média de 729 MW de regulação em todo o RTO em agosto, dentro da faixa de 550 a 750 MW, então uma bateria de 100 MW na potência máxima representaria 14% de todo o mercado.

Maior demanda de base, não eventos pontuais, ampliou o spread

O crescimento da demanda elevou ambos os extremos da curva de preços, mas de forma desigual. No tempo real, a média das quatro maiores horas de cada dia subiu 60% ano a ano para $103/MWh. As quatro menores subiram 19% para $24/MWh. A diferença entre elas é o spread TB4 em tempo real, que se ampliou 78% para $317/MW-dia.

O gás atendeu à maior parte do crescimento da carga do PJM, aumentando 3,1 GW ano a ano. Isso cobriu 37% do aumento de 8,4 GW na demanda. Menores exportações liberaram outros 20%, com carvão, renováveis e outras fontes completando o restante. O despacho do gás mais acima na ordem de mérito tornou a curva mais inclinada.

No último ano, agosto foi mediano. Seus $317/MW-dia ocupam o oitavo lugar entre os últimos doze meses, e julho, com $895/MW-dia, ainda é o maior da série.

O salto ano a ano é o que chama atenção. Agosto de 2025 liquidou $178/MW-dia, o menor da série. Nove dos últimos treze meses superaram $300/MW-dia, em um PJM persistentemente apertado.

De onde veio o crescimento da demanda?

A Virgínia foi a principal fonte de aumento de carga. A carga na zona Dominion, que cobre a maior parte da Virgínia, teve média de 18,6 GW, alta de 17,6% ano a ano e 18,4% em dois anos, respondendo por um terço de todo o aumento do PJM.

A AEP cresceu 9,4%, ou 14,2% em dois anos. A ComEd está estável há três anos consecutivos.

O crescimento dos spreads seguiu a mesma geografia. O TB4 em tempo real da Dominion subiu 135% para $447/MW-dia, o mais rápido do PJM. Washington DC (PEPCO) subiu 132% para $454/MW-dia, e Baltimore (BGE) registrou o maior valor absoluto, $463/MW-dia. A ComEd subiu 38%, o crescimento mais lento das zonas do oeste.