Os spreads TB4 em tempo real no PJM tiveram média de US$ 897/MW-dia em setembro de 2026, um aumento de 244% em relação ao ano anterior. Esse valor supera por pouco o recorde de 2026 de US$ 895/MW-dia, registrado em julho. Somente os dias 16 e 17 de setembro representaram metade do spread acumulado do mês. Sem esses dias, a média mensal teria sido de US$ 494/MW-dia.

Em 16 de setembro, a carga atingiu o pico de 128 GW, apenas o oitavo maior do mês. Mas essa carga, combinada com manutenções programadas que retiraram 19 GW de geração do sistema, deixou o PJM sem reservas das 17h45 às 20h10.

Apesar do pico, os benchmarks de BESS virtual (vBESS) da Modo Energy indicaram que uma bateria de 100 MW e 4 horas teria faturado entre US$ 14/kW-mês e US$ 20/kW-mês em ComEd, Dominion e Penelec. Isso representa de 9% a 17% abaixo de setembro de 2025. As baterias modeladas perderam a maior parte do pico, pois vendem seu ciclo primeiro no mercado Day-Ahead e a escassez só apareceu no Real-Time. A receita com energia Day-Ahead ainda subiu de US$ 3/kW-mês para US$ 5/kW-mês ano a ano. Mas a receita de regulação caiu pela metade, de cerca de US$ 11,40/kW-mês para entre US$ 5,38/kW-mês e US$ 5,92/kW-mês, uma queda que os ganhos de energia não conseguiram compensar.

Principais destaques

• As baterias modeladas em ComEd, Dominion e Penelec faturaram US$ 17/kW-mês, US$ 20/kW-mês e US$ 14/kW-mês. A energia Day-Ahead representou de 47% a 60% de cada stack, a maior participação em quase dois anos de dados vBESS.
• Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 897/MW-dia, alta de 244% em relação ao ano anterior. Os spreads Day-Ahead chegaram a US$ 448/MW-dia, alta de 139%.
• Em 16 de setembro, os preços em tempo real chegaram a US$ 3.479/MWh às 19h. O preço Day-Ahead para essa hora foi de US$ 353/MWh.
• Os preços das reservas sincronizadas tiveram média de US$ 12,47/MWh, três vezes o valor de setembro de 2025. Só no dia 16, a média foi de US$ 177/MWh.

Benchmarks vBESS mostram que uma bateria poderia ter faturado de US$ 14/kW-mês a US$ 20/kW-mês

A energia Day-Ahead liderou todas as pilhas de receita vBESS: US$ 8,35/kW-mês em ComEd, US$ 11,91/kW-mês em Dominion e US$ 6,72/kW-mês em Penelec. Isso representa de 47% a 60% de cada stack, contra 21% a 32% um ano antes.

A regulação veio em seguida, com US$ 5,38/kW-mês a US$ 5,92/kW-mês, cerca da metade do valor de setembro de 2025, mesmo com o preço de regulação mais que dobrando. Isso indica menor volume de regulação, já que o despacho modelado priorizou a arbitragem de energia.

A reserva sincronizada Day-Ahead acrescentou, em média, US$ 1,65/kW-mês, dentro da faixa de US$ 1/kW-mês a US$ 4/kW-mês observada em 10 dos últimos 12 meses.

O pico de reservas em 16 de setembro teve pouco impacto na receita. Ele foi liquidado no Real-Time, onde as reservas adicionaram menos de US$ 0,10/kW-mês em setembro. As reservas Day-Ahead capturaram o dia 17, pagando US$ 0,33/kW naquele dia, quase um quarto do total mensal.

Uma escassez de reservas à noite elevou os spreads em tempo real para US$ 8.252/MW-dia em 16 de setembro

Os spreads TB4 em tempo real tiveram média de US$ 897/MW-dia, enquanto o Day-Ahead ficou em US$ 448/MW-dia, metade do valor do Real-Time.

O dia 16 de setembro registrou um spread TB4 diário em tempo real de US$ 8.252/MW-dia, nove vezes a média mensal. Esse único dia representou 34% do spread acumulado em tempo real do mês.

No Day-Ahead, o dia 16 de setembro foi liquidado a US$ 945/MW-dia, cerca de 11% do valor do Real-Time. Na hora das 19h, os preços em tempo real chegaram a US$ 3.479/MWh contra US$ 353/MWh no Day-Ahead.

O dia 17 de setembro veio em seguida, com US$ 3.617/MW-dia no Real-Time, levando os dois dias a representarem metade do spread acumulado do mês. Os preços Day-Ahead já estavam elevados e registraram o maior spread do mês, US$ 1.456/MW-dia. As baterias virtuais faturaram mais por conta disso. Os benchmarks vBESS obtiveram de 10% a 12% de sua receita de setembro nesse dia, contra 3% a 6% no dia 16.

Manutenção programada e rampa noturna deixaram o PJM sem reservas