​Dois fatores concorrentes impulsionam o crescimento das baterias no curto prazo no PJM. A demanda crescente de data centers e uma onda de aposentadorias de termelétricas abrem uma lacuna de capacidade firme que a fila de interconexão não conseguirá fechar antes de 2033. Os spreads TB4 mais que dobram de US$ 53 mil/MW-ano em 2026 para US$ 112 mil até 2030, o maior entre todos os ISOs da Eastern Interconnect, com preços ATC (around-the-clock) atingindo o pico de 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 equilíbrio estrutural mais baixo, próximo a US$ 69 mil/MW-ano até 2049, com a Dominion mantendo o prêmio do Leste graças ao crescimento contínuo dos data centers.

​Este artigo apresenta a análise 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 de 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 demanda de pico coincidente, incluindo exportações previstas, salta de 173,7 GW em 2029 para 190,8 GW em 2030, 8,8 vezes o crescimento anual mediano de pico no horizonte de previsão 2026–2049. Os data centers da Dominion respondem pela maior parte desse aumento.
• Fontes renováveis e armazenamento compõem 89% da fila de interconexão do PJM, todos com baixos CAFs, frente a 9,7 GW de aposentadorias térmicas esperadas até 2030.
• A Modo prevê 139 GW de novo gás até 2049, juntamente com 147 GW de solar e eólica onshore. As projeções mais recentes de CAFs do PJM mostram quedas anuais de 4-8 pontos percentuais para eólica e armazenamento, mantendo 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. A 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 apresenta o maior aumento de carga no curto prazo na Eastern Interconnect. O pico coincidente nativo cresce 12 GW de 2029 para 2030, enquanto a Modo prevê aumento de 5 GW nas exportações para regiões vizinhas. Esse salto anual de 17,1 GW é 8,8 vezes o crescimento anual mediano de pico no horizonte de previsão 2026–2049.

​A maior parte do aumento de 2030 ocorre na Dominion (norte da Virgínia). Outros aumentos significativos ocorrem 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 se completa.

​Para uma análise mais detalhada da trajetória de carga de data centers no PJM, veja a previsão 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 persistir de 2026 a 2030, já que o crescimento da carga é agravado pelas aposentadorias térmicas.

9,7 GW de capacidade térmica do PJM serão retirados até 2030, incluindo Brandon Shores e Herbert Wagner em zonas MAAC já sobrecarregadas. Ambas tiveram as datas de desativação adiadas por preocupações com 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 interconexão é passageiro. As adições esperadas ao sistema até 2030 não compensam a pressão combinada de aposentadorias e 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, concentrados no PJM West. Adições de eólica offshore se limitam ao projeto Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) de 2,5 GW, devido ao cancelamento recente de outros projetos offshore.

​Modo prevê 139 GW de novo gás acompanhando a expansão renovável no PJM

​As novas instalações acumuladas até 2049 somam 147 GW de solar mais eólica onshore e 139 GW de novo gás. O avanço das renováveis 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. A 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, pois a fila de interconexão já supre a maior parte do armazenamento até 2030.

Diversos 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 acelerando. Sem mudanças na estrutura de adequação de recursos do PJM, essas dinâmicas empurram o sistema para mais capacidade firme de gás.

Condições de escassez em meio ao aumento da carga desafiarão as políticas ambientais estaduais. Os estados membros do PJM possuem metas de energia limpa, como a VCEA na Virgínia e a CEJA em Maryland, mas preocupações crescentes com confiabilidade levam reguladores a conceder exceções. O SCC da Virgínia aprovou a usina de gás Chesterfield para a Dominion no final 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 quase toda a 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