​Uma bateria de 1 MW e 4 horas obteve um valor modelado de US$ 73/kW-mês em PJM em maio de 2026. A regulação contribuiu com US$ 56/kW-mês, a arbitragem de energia em tempo real com US$ 12/kW-mês e a capacidade com US$ 5/kW-mês.

Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 389/MW-dia ao longo de maio, 106% acima de maio de 2025. Uma onda de calor sem precedentes entre 18 e 20 de maio impulsionou essa média: os spreads diários nesses três dias foram mais de três vezes a média do restante do mês. Esse salto foi causado por alguns dias extremos, e não por um mês amplamente mais quente.

Principais destaques

• Uma bateria de 1 MW e 4 horas obteve um valor modelado de US$ 73/kW-mês. A regulação ainda é o principal componente, com US$ 56/kW-mês, conforme o proxy do Q1 da Modo Energy, até a divulgação dos dados do Q2 no final de julho.
• Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 389/MW-dia, aumento de 106% em relação ao ano anterior. Esse resultado foi impulsionado pelo clima: alguns dias extremos elevaram a média.
• Os spreads mais altos foram registrados no leste do PJM, acompanhando as maiores temperaturas da região. A Virgínia (DOM) liderou com US$ 898/MW-dia, alta de 118%, seguida por Baltimore (BGE) e Washington DC (PEPCO). Zonas ocidentais como ComEd também subiram, mas bem menos: ComEd chegou a US$ 281/MW-dia, menos de um terço do spread da Virgínia.
• Os preços em tempo real atingiram US$ 2.152/MWh em 18 de maio, enquanto o preço do mercado antecipado (Day-Ahead) ficou em apenas US$ 54/MWh. Maio de 2026 registrou 21 horas acima de US$ 200/MWh, contra apenas 2 em maio de 2025.
• A geração solar cresceu 35% em relação ao ano anterior, aprofundando os vales no meio do dia. O mês teve 137 horas abaixo de US$ 20/MWh, ampliando a faixa diária a partir do mínimo.

Onda de calor recorde em maio, não uma mudança estrutural, impulsionou o spread

Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 389/MW-dia em maio, acima dos US$ 368/MW-dia de abril e 106% acima dos US$ 189/MW-dia de maio de 2025. Os spreads Day-Ahead ficaram em US$ 234/MW-dia, 78% acima do registrado em maio passado.

A causa foi uma onda de calor intensa e precoce. Filadélfia atingiu 98°F em 19 de maio, seu dia mais quente de maio já registrado, superando o recorde de 96°F de 1962. Washington e Baltimore chegaram a 97°F. Foram três dias seguidos de recordes de temperatura, de 18 a 20 de maio.

O maior evento de escassez em maio ocorreu no dia 18. Por volta das 11h40, os preços em tempo real dispararam para US$ 2.152/MWh, enquanto os preços Day-Ahead para a mesma hora ficaram em apenas US$ 54/MWh. O maior valor Day-Ahead do mês foi US$ 400/MWh, em 19 de maio.

O calor foi um evento localizado no leste, não em todo o sistema. Chicago, na região oeste do PJM, chegou a 87°F em 17 de maio e caiu para 59°F em 20 de maio. Condições bem mais amenas do que no Meio-Atlântico.

Outro pico em tempo real ocorreu no fim do mês. O TB4 diário chegou a US$ 1.061/MW-dia em 26 de maio e a US$ 868/MW-dia em 27 de maio, quase igualando os dias de calor. Esse pico não foi causado pelo calor: as temperaturas estavam na casa dos 26°C, e uma manhã de tempestade elevou o preço em tempo real para cerca de US$ 828/MWh em 27 de maio.

Ao longo do mês, os preços noturnos ficaram cerca de 63% acima de maio de 2025, com as horas das 19h às 20h chegando a cerca de US$ 91/MWh, contra US$ 56 no ano anterior.

O Meio-Atlântico liderou porque foi onde o calor se concentrou

Todas as zonas do PJM registraram aumento nos spreads TB4 em tempo real em relação ao ano anterior, mas o Meio-Atlântico avançou mais.

A Virgínia (DOM) liderou com US$ 898/MW-dia, alta de 118%. Baltimore (BGE) veio em seguida com US$ 643/MW-dia, alta de 124%, e Washington DC (PEPCO) com US$ 624/MW-dia, alta de 89%.

Restrições persistentes de transmissão entre centros de carga do leste e geração do oeste ampliam a separação de preços durante períodos de escassez. O calor pressionou essas restrições justamente onde elas são mais severas. As zonas ocidentais, como ComEd, também subiram, mas em menor escala.

Maior penetração solar e menor exportação líquida mudaram a matriz de geração

A demanda horária média atingiu 85,6 GW, aumento de 5,5% em relação aos 81,1 GW de maio de 2025, impulsionada em parte pelo calor.

A composição do suprimento atendeu à carga de forma diferente em relação ao ano anterior. A geração solar cresceu 35%, com a média horária subindo de 3,2 para 4,4 GW. O gás natural caiu cerca de 5%, a nuclear subiu 3% e a eólica ficou estável.

As exportações líquidas caíram 72%. O PJM teve média de apenas 1,1 GW de exportações líquidas em maio, contra 3,9 GW um ano antes, já que a região precisou importar energia para atender à demanda elevada.

O aumento da geração solar ao meio-dia aprofunda os vales de preço durante o dia. O mês teve 137 horas abaixo de US$ 20/MWh, contra 122 no ano anterior, e 21 horas acima de US$ 200, contra apenas 2. Vales mais baratos ampliam a faixa diária a partir do mínimo, enquanto o calor estende a faixa pelo topo.

Regulação ainda é o principal componente da receita

Seis meses após a reformulação de outubro de 2025, a regulação permanece elevada. Maio fechou em US$ 97/MWh, abaixo dos US$ 104/MWh de abril, mas 3,4 vezes os US$ 29/MWh de maio de 2025.

As reservas sincronizadas e primárias permaneceram baixas, sem impacto da reformulação.

O perfil de 5 minutos mostra o mesmo aumento ao longo do dia, com a linha de base mais alta entre as rampas contribuindo tanto quanto os próprios picos de rampa.

Zonas do Meio-Atlântico continuam com os maiores spreads no pipeline

Ao filtrar projetos BESS planejados pelos spreads TB atuais, a dominância do Meio-Atlântico se mantém no pipeline de desenvolvimento. Baterias planejadas em PEPCO e BGE teriam os maiores spreads TB4 acumulados no PJM.

Baterias em operação e planejadas nesse corredor capturariam aproximadamente o dobro dos spreads de projetos mais a oeste, considerando os preços atuais.

O que maio nos mostra?

A volatilidade de maio foi causada pelo clima. Alguns dias extremos, liderados pela onda de calor recorde de 18 a 20 de maio. Isso impulsionou um salto de 106% ano a ano nos spreads em tempo real, enquanto as médias mensais de temperatura ficaram praticamente estáveis.

O principal componente estrutural ainda é a regulação, mantida no patamar pós-reformulação seis meses depois. A arbitragem de energia contribui para a receita quando o clima é extremo, refletindo o potencial do PJM para BESS disponíveis no mercado em tempo real durante eventos de escassez.