​Dois fatores concorrentes impulsionam o crescimento das baterias no curto prazo no PJM. A forte demanda de centros de dados e uma onda de aposentadorias de usinas térmicas abrem uma lacuna de capacidade firme que a fila de conexão não conseguirá suprir antes de 2033. Os spreads TB4 mais que dobram, de US$ 53 mil/MW-ano em 2026 para US$ 112 mil em 2030, o maior valor entre todos os ISOs da Eastern Interconnect, com preços ATC (around-the-clock) atingindo US$ 87/MWh em 2032.

A partir de 2033, o sistema se reequilibra à medida que novas adições de gás acompanham a demanda. Os spreads se estabilizam em um novo patamar estruturalmente mais baixo, próximo de US$ 69 mil/MW-ano até 2049, com a Dominion mantendo o prêmio do Leste devido ao crescimento contínuo dos centros de dados.

​Este artigo apresenta a perspectiva fundamental do mercado PJM da Modo Energy para o 3º trimestre de 2026.

​Principais destaques

• Os spreads TB4 do PJM atingem o pico de US$ 112 mil/MW-ano em 2030 e os ATCs chegam a US$ 87/MWh em 2032, ambos se estabilizando em torno de US$ 69 mil e US$ 59/MWh até 2049. Projetos que entram em operação entre 2028 e 2032 capturam o maior valor.
• A carga de pico coincidente salta de 173,7 GW em 2029 para 190,8 GW em 2030, 8,8 vezes o crescimento anual mediano de pico projetado para 2026–2049. Os centros de dados da Dominion respondem pela maior parte desse aumento.
• Fontes renováveis e armazenamento representam 89% da fila de conexão do PJM, todos com baixos CAFs, em contraste com 9,7 GW de aposentadorias térmicas esperadas até 2030.
• A Modo projeta 139 GW de novo gás até 2049, além de 147 GW de solar e eólica onshore. Os CAFs mais recentes do PJM indicam quedas anuais de 4–8 pontos percentuais para eólica e armazenamento, consolidando a dependência do gás e moldando a economia do mercado de capacidade.
• O TB4 da Dominion se estabiliza em US$ 116 mil/MW-ano em 2049, ainda sendo a zona mais valorizada do PJM e apenas 4% abaixo do pico de 2030. A AEP e outras zonas ocidentais caem para cerca de US$ 59 mil.

​Demanda de pico no PJM salta 17 GW em 2030 e depois recua

​O PJM apresenta o maior salto de carga no curto prazo na Eastern Interconnect. O pico coincidente cresce de 173,7 GW em 2029 para 190,8 GW em 2030. Esse aumento de 17,1 GW em um único ano é 8,8 vezes o crescimento anual mediano de pico projetado para 2026–2049.

​A maior parte desse aumento em 2030 ocorre na Dominion (norte da Virgínia). Outros saltos secundários ocorrem em 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) e 2041 (+10,7 GW). A partir de 2033, o crescimento do pico cai para cerca de 1 GW por ano, à medida que a construção inicial de centros de dados se completa.

​Para uma análise mais detalhada sobre a trajetória de carga dos centros de dados no PJM, consulte a previsão de carga do PJM: centros de dados até 2046 da Modo Energy.

​A restrição do sistema deve se agravar no curto prazo

​A restrição do sistema deve continuar de 2026 a 2030, pois o crescimento da carga é agravado pelas aposentadorias térmicas.

9,7 GW de capacidade térmica do PJM serão aposentados até 2030, incluindo Brandon Shores e Herbert Wagner em zonas MAAC já congestionadas. Ambas tiveram as datas de desativação adiadas devido a preocupações com a confiabilidade.

As aposentadorias no MISO agravam ainda mais a restrição, considerando o histórico de exportação líquida do PJM para o MISO.

O alívio vindo da fila de conexão é temporário. As adições esperadas ao sistema até 2030 não devem compensar a pressão combinada das aposentadorias e do crescimento da carga. A avaliação da Modo para as adições na fila do PJM até 2030 inclui 25 GW de solar, principalmente na AEP, e 4 GW de eólica onshore, em sua maioria no PJM West. As adições de eólica offshore se resumem ao projeto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2,5 GW, devido à recente onda de cancelamentos de projetos offshore.

​Modo projeta 139 GW de novo gás junto à expansão renovável no PJM

​Até 2049, o total acumulado de novas plantas chega a 147 GW de solar mais eólica onshore e 139 GW de novo gás. A expansão renovável não substitui o gás; ambos crescem juntos.

O gás acelera mais rápido, atingindo 51 GW até 2035, 95 GW até 2040 e 139 GW até 2049. A solar segue trajetória semelhante, alcançando 84 GW até 2049. A eólica onshore chega a 63 GW. As adições de baterias permanecem modestas, em torno de 11 GW até 2049, pois a fila de conexão já contempla a maior parte do armazenamento até 2030.

Diversos fatores impulsionam o avanço do gás. O PJM revisou recentemente seus Fatores de Acreditação de Capacidade (CAF) oficiais para baixo nas renováveis. Projetos de eólica offshore continuam sendo cancelados. A demanda de centros de dados segue crescendo. Sem mudanças no modelo de adequação de recursos do PJM, essas dinâmicas empurram o sistema para mais capacidade firme de gás.

Condições de escassez em meio ao aumento de carga desafiam políticas ambientais estaduais. Os estados-membros do PJM têm metas de energia limpa, como o VCEA na Virgínia e o CEJA em Maryland, mas preocupações com confiabilidade levam reguladores a conceder exceções. A SCC da Virgínia aprovou a usina de gás de Chesterfield para a Dominion no fim de 2025, enquanto cancelamentos de eólica offshore em Nova Jersey e Maryland ampliam ainda mais a lacuna.

A alocação dentro do PJM molda a congestão de longo prazo. O modelo localiza a maior parte do novo gás fora da Dominion, enquanto a própria Dominion absorve a maior parte da nova solar (cerca de 46 GW acumulados até 2049). O licenciamento determina onde a capacidade é instalada, não a carga.

​Preços do PJM disparam em 2030 e depois retornam à média até 2033

​Os preços ATC do sistema sobem no final dos anos 2020 e atingem o pico de US$ 87/MWh em 2032, o maior da Eastern Interconnect naquele ano. Os spreads TB4 mais que dobram, de US$ 53 mil/MW-ano em 2026 para US$ 112 mil em 2030, colocando o PJM cerca de US$ 45 mil acima do segundo colocado (ISO-NE e NYISO, ambos perto de US$ 68 mil).

O ciclo de alta e queda é mais acentuado no PJM do que nos concorrentes. O TB4 cai de US$ 101 mil em 2032 para US$ 77 mil em 2033, uma queda anual que nenhum outro ISO do Leste experimenta. As adições de gás acompanham justamente quando o crescimento da carga de pico desacelera.

Em 2049, o PJM terá o menor spread entre os ISOs do Leste, com US$ 69 mil/MW-ano, abaixo do NYISO (US$ 81 mil), ISO-NE (US$ 77 mil) e apenas um pouco acima do MISO (US$ 51 mil). Os ATCs se estabilizam próximos de US$ 59/MWh, cerca de 33% abaixo do pico. O acesso estruturalmente mais barato ao gás no PJM define o novo equilíbrio de longo prazo.

​Preços de capacidade no PJM refletem a mesma restrição

​Os leilões do Reliability Pricing Model (RPM) do PJM atingiram recordes sucessivos nos dois últimos ciclos: US$ 269/MW-dia em todo o sistema para 2025/26 e US$ 329/MW-dia para 2026/27. A projeção da Modo mantém o clearing de capacidade elevado até 2032, devido à escassez sistêmica, antes que as novas usinas a gás suavizem a curva.

​Dominion mantém prêmio no Leste; AEP e Oeste perdem força após 2033

​As médias do PJM mascaram grande dispersão entre as zonas da RTO. A escolha do local dentro do PJM importa tanto quanto escolher o PJM em relação a outros ISOs.

A história da congestão tem dois estágios. No curto prazo (2026–2029), preços no Atlântico Médio e Oeste suavizam. A geração da Coastal Virginia Offshore Wind entra na Dominion. As melhorias de transmissão RTEP 24 e 25 aumentam a capacidade de importação para MAAC e Dominion. No longo prazo (a partir de 2030), o salto de carga de 2030 e o crescimento sustentado dos centros de dados na Dominion reabrem a diferença Leste-Oeste. As melhorias de transmissão aprovadas atendem ao pico atual, mas são superadas pela próxima onda de carga. Os resultados preliminares do RTEP 26 visam essa lacuna, mas nada está definido até a publicação da previsão.

A escolha do local para BESS dentro do PJM segue essas trajetórias zonais. Dominion, BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL e PSEG formam as zonas de congestão do Leste, com prêmios persistentes de longo prazo sobre o Oeste. AEP, DAY, DEOK e ATSI surfam a onda de curto prazo, mas perdem força após 2033. COMED e RECO seguem outra curva, recuperando-se à medida que o sistema se reequilibra.

​O que isso significa para desenvolvedores, investidores e financiadores?

​Projetos que entram em operação comercial entre 2028 e 2032 capturam spreads TB4 cerca de 50% acima da média de longo prazo do PJM, juntamente com recordes de clearing de capacidade. Entrantes posteriores obtêm spreads estruturalmente mais baixos, parcialmente compensados pela queda do CapEx ao longo dos anos 2030.

Localização importa tanto quanto o timing. O prêmio de longo prazo da Dominion depende de dois fatores: a previsão de carga dos centros de dados se manter e a transmissão RTEP 26 não chegar no cronograma assumido pelo modelo. Zonas do Leste (BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL, PSEG) mantêm prêmio persistente; zonas do Oeste (AEP, DAY, DEOK, ATSI) surfam a onda de curto prazo, mas perdem força após 2033.

Este artigo faz parte de uma série trimestral baseada nas atualizações da previsão do PJM pela Modo Energy. O próximo capítulo abordará casos de investimento específicos em baterias, detalhando por data de entrada e localização.

​A metodologia e as fontes de dados para a previsão completa do PJM estão disponíveis na documentação da Modo Energy.