​Duas dinâmicas concorrentes definem o cenário para o crescimento de baterias no curto prazo no PJM. O aumento da demanda de data centers e uma onda de aposentadorias de térmicas abrem uma lacuna de capacidade firme que a fila de interconexão não consegue fechar 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 24h atingindo o pico de US$ 87/MWh em 2032.

A partir de 2033, o sistema se reequilibra à medida que novas térmicas a gás acompanham a demanda. Os spreads se estabilizam em um patamar estruturalmente mais baixo, próximo de US$ 69 mil/MW-ano até 2049, com a Dominion mantendo o prêmio no Leste devido ao crescimento sustentado dos data centers.

​Este artigo aborda a análise fundamentalista da Modo Energy sobre o mercado PJM 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 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.
• O pico de carga coincidente, incluindo exportações previstas, salta de 173,7 GW em 2029 para 190,8 GW em 2030, 8,8 vezes acima do crescimento anual mediano do pico entre 2026 e 2049. Data centers da Dominion respondem pela maior parte desse aumento.
• Renováveis e armazenamento representam 89% da fila de interconexão do PJM, todos com baixos CAFs, frente a 9,7 GW de aposentadorias térmicas esperadas até 2030.
• A Modo projeta 139 GW de novas térmicas a gás até 2049, juntamente com 147 GW de solar e eólica onshore. Os CAFs mais recentes do PJM mostram quedas anuais de 4 a 8 pontos percentuais para eólica e armazenamento, consolidando a dependência do gás e moldando a economia futura 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. AEP e outras zonas do Oeste caem para cerca de US$ 59 mil.

​Demanda de pico no PJM salta 12 GW em 2030 e depois desacelera

​O PJM tem o maior salto de carga de curto prazo da Eastern Interconnect. O pico nativo coincidente cresce 12 GW de 2029 para 2030, enquanto a Modo prevê aumento de exportações para regiões vizinhas em 5 GW. Esse salto de 17,1 GW em um único ano equivale a 8,8 vezes o crescimento anual mediano entre 2026 e 2049.

​A maior parte desse aumento em 2030 ocorre na Dominion (Norte da Virgínia). Outros saltos secundários seguem em 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) e 2041 (+10,7 GW). A partir de 2033, o crescimento do pico desacelera para cerca de 1 GW por ano, à medida que a construção inicial de data centers é concluída.

​Para uma análise mais detalhada da trajetória de carga dos data centers no PJM, consulte a projeção de carga do PJM: data centers até 2046 da Modo Energy.

​A restrição do sistema deve piorar no curto prazo

​A restrição do sistema deve continuar de 2026 a 2030, já que 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 datas de desativação adiadas por preocupações com confiabilidade.

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

O alívio da fila de interconexão é passageiro. As adições previstas ao sistema até 2030 não devem compensar a pressão combinada das aposentadorias e do aumento da carga. A análise da Modo sobre as adições à fila do PJM até 2030 inclui 25 GW de solar, principalmente em AEP, e 4 GW de eólica onshore, majoritariamente no PJM West. As adições de eólica offshore se restringem 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 novas térmicas a gás junto à expansão renovável no PJM

​Novas instalações acumuladas até 2049 chegam a 147 GW de solar mais eólica onshore e 139 GW de novas térmicas a gás. A expansão renovável não substitui o gás. Ambos crescem juntos.

O gás acelera mais rápido, chegando a 51 GW em 2035, 95 GW em 2040 e 139 GW em 2049. O solar segue trajetória semelhante até 84 GW em 2049. A eólica onshore atinge 63 GW. As adições de baterias no modelo permanecem pequenas, cerca de 11 GW até 2049, já que a fila de interconexão já supre a maior parte do armazenamento até 2030.

Vários fatores impulsionam a trajetória do gás. O PJM revisou recentemente seus Fatores de Acreditação de Capacidade (CAF) oficiais para baixo para renováveis. Projetos de eólica offshore continuam sendo cancelados. O crescimento da carga de data centers segue acelerado. Na ausência de mudanças no modelo de adequação de recursos do PJM, essas dinâmicas empurram o sistema para mais capacidade firme a gás.

Condições de escassez diante do aumento da carga desafiarão as políticas ambientais estaduais. Os estados membros do PJM têm metas de energia limpa como a VCEA na Virgínia e a CEJA em Maryland, mas preocupações crescentes com confiabilidade estão levando reguladores a conceder exceções. A SCC da Virgínia aprovou a usina térmica de gás Chesterfield da Dominion no final de 2025, enquanto cancelamentos de eólicas 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 das novas térmicas a gás fora da Dominion, enquanto a própria Dominion absorve a maior parte do novo solar (cerca de 46 GW acumulados até 2049). O licenciamento define onde a capacidade é instalada, não a carga.

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