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. Apenas 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 demanda atingiu o pico de 128 GW, 12 GW acima da média diária de pico do mês. Essa demanda, somada à manutenção programada que retirou 19 GW de geração do sistema, deixou o PJM com falta de reservas das 17h45 às 20h10.

Apesar do pico, os benchmarks do BESS virtual (vBESS) da Modo Energy apontam que uma bateria de 100 MW e 4 horas teria gerado 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 simuladas perderam a maior parte do pico, pois vendem seu ciclo primeiro no mercado Day-Ahead e a escassez só apareceu no Real-Time. Ainda assim, a receita de energia no Day-Ahead subiu de US$3/kW-mês para US$5/kW-mês ano a ano. Já 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 com energia não conseguiram compensar.

Principais destaques

• Baterias 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, aumento de 139%.
• Em 16 de setembro, os preços em tempo real atingiram US$3.479/MWh às 19h. No Day-Ahead, o preço dessa 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 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, entre US$5,38/kW-mês e US$5,92/kW-mês, cerca de metade do nível de setembro de 2025, mesmo com o preço de regulação mais que dobrando. Isso indica menor uso para regulação, já que o despacho simulado priorizou a arbitragem de energia.

A reserva sincronizada Day-Ahead adicionou em média US$1,65/kW-mês, dentro da faixa de US$1/kW-mês a US$4/kW-mês registrada 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 ao longo de setembro. As reservas Day-Ahead captaram o pico do 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 no Day-Ahead a média foi de US$448/MW-dia, metade 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 do mês em tempo real.

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

O dia 17 de setembro seguiu com US$3.617/MW-dia em tempo real, 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 geraram de 10% a 12% da receita de setembro nesse dia, contra 3% a 6% no dia 16.

Manutenção programada e rampa noturna deixaram PJM sem reservas