​O armazenamento em escala de rede ainda é incipiente no PJM, mas os governos estaduais estão impulsionando a expansão. Três estados (Nova Jersey, Maryland e Illinois) estão conduzindo programas competitivos de aquisição. Além disso, a Virgínia exige armazenamento em escala de rede por meio de suas concessionárias.

Fora desses, o apoio é limitado: Michigan aplica exigências apenas às concessionárias fora da área do PJM, Pensilvânia e Delaware ainda estão desenvolvendo seus programas, e os demais estados não possuem políticas ou exigências.

Principais pontos

• Três estados no PJM apoiam ativamente o armazenamento por meio de programas competitivos: Nova Jersey tem meta de 2 GW até 2030, Maryland busca 3 GW até 2034 e Illinois procura atingir 3 GW até 2030.
• No nível de transmissão, os volumes-alvo são 1 GW em Nova Jersey e de 1,6 a 2,85 GW em Maryland, enquanto a meta de 3 GW de Illinois é toda em escala de concessionária, mas apenas parte está dentro do PJM.
• Os três estados apoiam baterias em nível de transmissão de formas diferentes. Nova Jersey oferece receitas fixas ao proprietário do ativo, Maryland oferece uma proteção para as receitas de capacidade e Illinois protege toda a receita contra um índice de referência por meio de um Crédito Indexado de Armazenamento de 20 anos.
• Virgínia possui a maior e mais duradoura meta de armazenamento do PJM, cerca de 19 a 21 GW até 2045. Esse objetivo é apoiado por uma exigência de aquisição pelas concessionárias, liderada pela Dominion, e não por um programa estadual.

Como se comparam os três programas estaduais

Nova Jersey, Maryland e Illinois operam programas competitivos de aquisição. Os três estão em fase intermediária em 2026, com decisões previstas entre agosto e outubro.

Eles utilizam diferentes mecanismos de apoio, desde pagamentos fixos que deixam a receita de mercado com o desenvolvedor até proteções que garantem receitas totais com base em um preço de referência.

Os programas também variam quanto ao tempo entre a submissão das propostas e as decisões. Em Maryland, o processo leva cerca de 7 meses, enquanto Illinois confirma os vencedores em poucos dias ao antecipar as qualificações e classificar as propostas seladas de forma mecânica.

Nova Jersey deixa o potencial de mercado com os desenvolvedores

O Garden State Energy Storage Program (GSESP) é o programa competitivo mais maduro do PJM. Ele é conduzido pelo Conselho de Serviços Públicos de Nova Jersey (NJBPU), e as concessionárias são excluídas da Fase 1, abrindo espaço para desenvolvedores independentes e entidades públicas.

O programa paga um incentivo fixo em dólares por MW-ano, definido por licitação competitiva ao longo de 15 anos. Esse pagamento é somado à receita de energia, capacidade e serviços ancilares, permitindo que o desenvolvedor fique com todo o potencial de ganhos do mercado. O incentivo depende da disponibilidade e é reduzido caso o projeto opere menos de 90% das horas em um ano.

A Tranche 1 concedeu 355 MW a três projetos em março de 2026. A Tranche 2 abriu para 645 MW, com propostas até 7 de agosto de 2026 e decisão do Conselho prevista para o final de outubro. Juntas, completam os 1.000 MW da Fase 1. A Fase 2 tem como meta 1.000 MW de projetos distribuídos para alcançar 2 GW até 2030.

Maryland oferece proteção ao mercado mais incerto do PJM

A Next Generation Energy Act (NGEA) determina duas licitações de 800 MW para armazenamento conectado à transmissão, conduzidas pela Comissão de Serviços Públicos de Maryland (PSC). Também estabelece uma exigência para pelo menos 150 MW de armazenamento conectado à distribuição. Esses 1.750 MW fazem parte da meta mais ampla de 3 GW até 2034, sendo que o volume restante ainda não foi designado para um segmento.

O mecanismo de Maryland é um Crédito de Capacidade de Armazenamento de Energia (ESCC), definido por licitação competitiva. Funcionando como uma proteção de receita de capacidade, ele transfere a volatilidade da receita de capacidade do PJM do desenvolvedor para os consumidores em troca de um crédito fixo, enquanto as receitas de energia e serviços ancilares permanecem com o desenvolvedor.

Isso faz dele a proteção mais explícita entre os três. Ele estabiliza a receita mais volátil do desenvolvedor, os pagamentos de capacidade do PJM, fixando-a em um valor de referência.

A primeira rodada recebeu cinco propostas totalizando cerca de 1.375 MW para uma meta de 800 MW. O PSC deve decidir os vencedores até 1º de outubro de 2026. A segunda rodada será em janeiro de 2027.

Illinois protege toda a receita

A Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA), válida a partir de junho de 2026, é o programa mais recente e com maior duração. A Illinois Power Agency (IPA) irá adquirir 3 GW até 2030 por meio de um Crédito Indexado de Armazenamento (ISC) de 20 anos.

O ISC é um contrato de diferença. O desenvolvedor propõe um preço de referência e liquida contra um preço de referência modelado, que é composto por um índice de arbitragem de energia e um índice de capacidade. Quando o índice fica abaixo do preço de referência, a IPA paga a diferença. Quando excede, o desenvolvedor devolve o excedente.

Como o índice é uma referência e não receita real, os desenvolvedores ficam com qualquer ganho que conseguirem superar o índice.

A primeira aquisição está prevista para 26 de agosto de 2026, para 1.038 MW. Apenas 588 MW na área da ComEd estão dentro do PJM. Os outros 450 MW serão destinados a projetos no MISO.

Virgínia tem a maior meta do PJM, mas a Dominion realizará a maior parte

A Virgínia possui a maior meta de armazenamento do PJM, com grande diferença. A expansão de 2026 da Virginia Clean Economy Act (VCEA) elevou o mandato combinado para cerca de 21 GW até 2045 e adicionou a primeira exigência de longa duração.

Não se trata de uma licitação aberta. As concessionárias solicitam à Comissão Corporativa Estadual e entregam a capacidade por meio de seus planos integrados de recursos.

A Dominion responde por 20 GW, cerca de 94% da obrigação total, e a Appalachian Power pelos 1,3 GW restantes. Até 10% pode ficar atrás do medidor, aproximando a cifra de 19 GW para projetos front-of-meter.

O apoio é real, mas indireto. As concessionárias podem construir a capacidade, adquiri-la ou contratar terceiros. O investimento é incorporado à base tarifária da concessionária, e não por um programa diretamente gerido pelo estado.

Além dos quatro, o apoio estadual é escasso

Fora desses quatro estados, o apoio varia de quase inexistente a nenhum.

Michigan tem uma meta de 2,5 GW, mas a DTE e a Consumers Energy devem entregar essa capacidade no MISO, não no PJM.

Pensilvânia e Delaware estão atualmente desenvolvendo legislações para apoiar a expansão do BESS. A Pensilvânia tem um projeto de lei ainda em tramitação, e Delaware realizará um estudo de custo-benefício em 2026 e pequenos projetos-piloto.

Nos demais estados, as baterias dependem das receitas de mercado, sem apoio estadual.

O sucesso desses quatro programas provavelmente servirá de modelo para que outros estados do PJM adotem medidas no futuro.