​Os spreads TB4 em tempo real no PJM tiveram média de US$317/MW-dia em agosto de 2026, 78% acima de agosto de 2025. O mês não registrou recordes de temperatura ou de pico de demanda. O aumento dos spreads foi impulsionado por uma carga-base mais alta.

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

O benchmark do vBESS (BESS virtual) da Modo Energy estima que uma bateria de 100 MW e 4 horas rendeu entre US$13 e US$15/kW-mês nas zonas 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 seu terceiro menor nível desde a reformulação de outubro de 2025.

Principais destaques

• As baterias renderam US$14,32, US$15,08 e US$13,47/kW-mês em ComEd, Dominion e Penelec, respectivamente.
• A energia do mercado 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.
• Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$317/MW-dia, alta de 78% ano a ano. O Day-Ahead chegou a US$276/MW-dia, alta de 70%.
• A demanda média subiu 8,4% para 108 GW, enquanto o pico caiu 0,8%. Só a Virgínia foi responsável por um terço do aumento, com a carga subindo 17,6%.

Energia Day-Ahead ganhou maior participação na receita

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

A 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 o caminho oposto. Ainda é a maior fonte única de receita em ComEd e Penelec, com 53%, mas abaixo dos 67% e 71% de um ano atrás.

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

Com a normalização dos spreads de energia, o otimizador direcionou a capacidade para o mercado que paga mais por MW. Mantida continuamente, a regulação aos preços de agosto paga US$64,81/kW-mês, contra US$9,83/kW-mês para um ciclo diário de energia aos spreads TB4 em tempo real de agosto.

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

Maior demanda-base, não eventos extremos, ampliou o spread

O crescimento da demanda elevou ambos os extremos da curva de preços, mas não igualmente. No tempo real, a média das quatro horas mais caras de cada dia subiu 60% ano a ano, para US$103/MWh. As quatro mais baratas subiram 19%, para US$24/MWh. A diferença entre elas é o spread TB4 em tempo real, que aumentou 78%, para US$317/MW-dia.

O gás atendeu à maior parte do crescimento da carga do PJM, subindo 3,1 GW ano a ano. Isso cobriu 37% do aumento de 8,4 GW na demanda. A redução das exportações liberou mais 20% desse aumento, com carvão, renováveis e outras fontes compondo o restante. O despacho de gás mais acima na ordem de mérito foi o que acentuou a curva.

No último ano, agosto foi intermediário. Seus US$317/MW-dia ocupam a oitava posição nos últimos doze meses, e julho, com US$895/MW-dia, segue como o maior valor da série.

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

De onde veio o crescimento da demanda?

A Virgínia foi a maior fonte de crescimento 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 de 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 ficou estável por três anos consecutivos.

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