Os spreads TB4 em Tempo Real na PJM tiveram média de US$ 631/MW-dia em outubro de 2026, alta de 107% em relação ao ano anterior. Os spreads do mercado do Dia Seguinte também subiram: 124%, para US$ 494/MW-dia. Somente os dias 13 e 14 de outubro responderam por 41% do spread acumulado em Tempo Real no mês. Sem esses dias, a média mensal teria sido de US$ 409/MW-dia.

Em 13 de outubro, o calor fora de época elevou a carga para 108 GW, enquanto 61 GW de geração estavam indisponíveis (46 GW em manutenção programada). A PJM emitiu Alertas de Capacidade com vários dias de antecedência e um Alerta de Geração Máxima na véspera. No próprio dia, acionou a resposta da demanda e recorreu a uma ordem emergencial do Departamento de Energia.

Um mês antes, a PJM também enfrentou uma combinação de calor e desligamentos programados, mas o mercado do Dia Seguinte não antecipou o evento. Desta vez, a PJM previu a situação: o mercado do Dia Seguinte precificou o dia 13 em US$ 2.400/MW-dia e, em seguida, superestimou o dia 14, a US$ 2.927/MW-dia, ante US$ 1.280/MW-dia em Tempo Real.

Apesar da maior volatilidade dos preços de energia, os benchmarks de BESS virtual (vBESS) da Modo Energy estimaram que uma bateria de 100 MW e 4 horas teria rendido de US$ 14/kW-mês a US$ 18/kW-mês nas zonas ComEd, Dominion e Penelec. Isso representa uma queda de 51% a 54% em relação a outubro de 2025. A redução se deveu em grande parte à regulação de frequência, cujo preço caiu 44% e cuja receita recuou de cerca de US$ 24/kW-mês para menos de US$ 4/kW-mês. A receita mais alta de energia no mercado do Dia Seguinte não foi suficiente para compensar essa diferença.

Principais conclusões

• Baterias modeladas nas zonas ComEd, Dominion e Penelec renderam, respectivamente, US$ 16/kW-mês, US$ 18/kW-mês e US$ 14/kW-mês. Pela terceira vez desde o início de 2025, a energia no mercado do Dia Seguinte foi a maior fonte de receita nas três zonas.
• Os spreads TB4 em Tempo Real tiveram média de US$ 631/MW-dia, alta de 107% em relação ao ano anterior. Os spreads do mercado do Dia Seguinte chegaram a US$ 494/MW-dia, alta anual de 124%.
• Em 13 de outubro, os preços em Tempo Real atingiram US$ 1.640/MWh às 18h, ante US$ 886/MWh no mercado do Dia Seguinte. No dia seguinte, o mercado do Dia Seguinte superou o Tempo Real, chegando a US$ 1.245/MWh, ante US$ 563/MWh no mesmo horário.
• A regulação foi liquidada a US$ 67/MWh, 44% abaixo de outubro de 2025. Ambos os meses ocorreram após a reformulação da regulação da PJM em outubro de 2025, permitindo a primeira comparação direta. Também foi a primeira queda anual desde a reformulação.

Benchmarks de vBESS indicam que uma bateria poderia ter rendido de US$ 14/kW-mês a US$ 18/kW-mês

A energia no mercado do Dia Seguinte liderou todas as composições de receita de vBESS: US$ 8,06/kW-mês na ComEd, US$ 10,38/kW-mês na Dominion e US$ 6,88/kW-mês na Penelec. Dos 22 meses de dados de vBESS desde janeiro de 2025, a energia no mercado do Dia Seguinte liderou as três composições em apenas três meses: julho, setembro e outubro de 2026. Na ComEd e na Penelec, a receita de energia no mercado do Dia Seguinte ficou 67% e 78% acima de outubro de 2025.

A receita de regulação caiu para cerca de 13% do nível de outubro de 2025, o menor valor dos 13 meses desde a reformulação nas três zonas. A queda dos preços explica apenas parte dessa redução. O preço da regulação caiu 44%, enquanto a receita recuou de 86% a 87%, o que indica que as baterias modeladas também venderam menos serviços de regulação e migraram para a arbitragem de energia.

Calor e manutenção de outono impulsionaram o pico de 13 de outubro

Em 13 de outubro, o spread TB4 diário em Tempo Real chegou a US$ 4.873/MW-dia, mais de seis vezes o maior valor diário de outubro de 2025 (US$ 779/MW-dia). Esse único dia representou 32% do spread acumulado em Tempo Real no mês.

Em 13 de outubro, as temperaturas chegaram a 81°F na Filadélfia, 82°F em Washington, DC, e 89°F em Cincinnati — de 12°F a 20°F acima das máximas médias de outubro de 2025. A carga atingiu o pico de 108 GW, 14 GW acima do pico vespertino mediano do mês, de 94 GW.

Enquanto isso, cerca de 61 GW de geração estavam indisponíveis, dos quais 46 GW em manutenção programada. A PJM restringe essas manutenções programadas durante a temporada de pico de verão, por isso elas se concentram no outono. Somadas, a carga no período da noite e as indisponibilidades chegaram a 169 GW a 170 GW nos dias 13 e 14, o maior nível do mês.

A PJM vinha alertando para o risco havia dias. Emitiu Alertas de Capacidade para 12, 13 e 14 de outubro e convocou geradores que estavam em manutenção. Em 12 de outubro, declarou um Alerta de Geração Máxima para o dia 13 e depois o estendeu ao dia 14. O alerta indica que a PJM pode precisar de geração emergencial e resposta da demanda para atender à carga, e consulta os geradores sobre a rapidez com que podem reativar unidades em manutenção programada. Em seguida, a PJM acionou a resposta da demanda nos dois dias.

O aperto ocorreu ao pôr do sol em 13 de outubro. A geração solar caiu de 10,7 GW às 16h para quase zero às 19h, enquanto a carga permaneceu próxima de 107 GW. Os preços em Tempo Real atingiram o pico de US$ 1.640/MWh na hora das 18h.

As reservas nunca ficaram abaixo do requisito. Ainda assim, as reservas sincronizadas foram liquidadas entre US$ 300/MWh e US$ 1.150/MWh, das 17h55 às 19h50, à medida que a margem diminuía.

O mercado do Dia Seguinte precificou 13 de outubro, ao contrário de 16 de setembro

Em 16 de setembro, a PJM também enfrentou calor enquanto geradores estavam em manutenção programada, e o mercado do Dia Seguinte não antecipou o evento. Desta vez, o mercado se preparou.

Os preços do mercado do Dia Seguinte atingiram o pico de US$ 886/MWh no dia 13 e de US$ 1.245/MWh no dia 14. Em 16 de setembro, o pico foi de apenas US$ 353/MWh.