A Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM) Interconnection é a maior operadora de rede elétrica dos Estados Unidos, atendendo 67 milhões de clientes de Chicago até Nova Jersey. É uma Organização Regional de Transmissão (RTO) gerenciando a rede elétrica e os mercados atacadistas de eletricidade em 13 estados (Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, Nova Jersey, Carolina do Norte, Ohio, Pensilvânia, Tennessee, Virgínia, Virgínia Ocidental) e em Washington, D.C.
A PJM atua como um “controlador de suprimento” de eletricidade. Como não gera eletricidade por conta própria, suas funções principais incluem:
- Gestão da Confiabilidade: Operar o sistema equilibrando a oferta e a demanda em tempo real para prevenir desligamentos.
- Operação dos Mercados Atacadistas: Gerir os mercados de energia e de capacidade, que determinam a matriz energética e influenciam o valor do suprimento pago pelos consumidores em suas contas mensais de serviços públicos.
- Planejamento da Rede: Gerenciar a conexão de novos geradores de energia à rede e determinar as atualizações de transmissão necessárias.
- Supervisão Regulatória: PJM é regulada pela Comissão Federal Reguladora de Energia (FERC), a PJM gerencia uma extensa malha de mais de 88.000 milhas de linhas de transmissão.
Os consumidores que residem em estados da região da PJM, viram suas contas de luz subindo desde junho de 2025 e, muito provavelmente, continuarão a ver aumentar. Os preços resultantes de oferta de capacidade registraram três aumentos drásticos em leilões sucessivos. O leilão de capacidade para o período 2025-2026 viu os preços dispararem de cerca de US$ 29 por megawatt-dia, no leilão anterior, para US$ 270 por megawatt-dia. O leilão seguinte, de 2026-2027, foi fechado a US$ 329,17 por megawatt-dia. Mais recentemente, o leilão de dezembro de 2025, referente ao período 2027-2028, foi fechado a US$ 333,44 por megawatt-dia — atingindo o teto de preço aprovado pela FERC, e ainda deixou um déficit de confiabilidade de 6.623 MW.
Esse leilão de capacidade mais recente (dezembro de 2025) revelou um novo problema: mesmo com os preços atingindo o teto regulado do FERC, não há usinas de energia suficientes comprometidas a atender à demanda futura. Assim, o leilão de junho de 2026 constitui um ponto de inflexão crítico. Se a oferta voltar a ser insuficiente, a PJM poderá ser forçada a adquirir capacidade administrativamente a tarifas premium — o que poderia resultar em custos ainda mais elevados repassados aos consumidores.
Essa falta de oferta — impulsionada, em grande parte, pelo crescimento dos centros de dados e pela desativação de usinas — significa uma pressão de alta contínua sobre as tarifas de energia elétrica.
E o que tem causado esse aumento de preços? Existem quatro razões principais:
- Explosão da demanda por data centers: Os data centers respondem agora a 97% do crescimento de carga na previsão mais recente para curto prazo. As cargas de Centros de IA e a computação em nuvem transformaram-se no principal impulsionador do déficit de capacidade da PJM.
- Diferença de Capacidade entre Usinas Tradicionais e Renováveis: À medida que as usinas a carvão e a gás são desativadas, substituí-las por fontes renováveis (solar e eólica) exige um massivo aumento de capacidade. A energia solar recebe apenas 7 a 8% de crédito de capacidade, o que significa que são necessários mais de 10 MW de capacidade nominal solar para substituir cada MW de geração térmica desativada.
- Dificuldades para Novas Instalações: Os desenvolvedores enfrentam períodos de vários anos para conectar novas usinas à rede elétrica. Os projetos podem aguardar cinco anos ou mais por estudos e aprovações, retardando a reposição da capacidade.
- Novas regras de confiabilidade: Devido ao aumento da participação de fontes renováveis, a PJM teve que tornar mais rigorosos os critérios pelos quais diferentes recursos obtêm crédito de capacidade, reduzindo efetivamente o conjunto de oferta “qualificada” e elevando o preço de compensação necessário para manter a confiabilidade da rede.
Embora os aumentos de preços referentes aos períodos de 2025-2026 e 2026-2027 já estejam refletidos nas faturas — e os aumentos de 2027-2028 venham a ser repassados à medida que as concessionárias realizarem seus leilões de aquisição —, o desafio fundamental deslocou-se da questão do preço para a questão da garantia do suprimento. Soluções de longo prazo estão sendo buscadas; contudo, especialistas alertam que os preços da capacidade permanecerão elevados — e as preocupações quanto à confiabilidade do sistema persistirão — até que novas capacidades de geração entrem em operação em volumes significativos.
Em termos simples: a demanda por eletricidade está crescendo rapidamente, e novas usinas de energia requerem excedentes de capacidade e não estão sendo construídas com rapidez suficiente para substituir as que estão sendo desativadas. Esse desequilíbrio entre oferta e demanda levou ao aumento nos preços.
As tarifas de fornecimento de energia aumentaram entre 5% e 44% em toda a região da PJM nos últimos dois anos. Esses aumentos refletem os custos mais elevados de capacidade, que estão sendo repassados aos clientes. A grande variação nos aumentos reflete diferenças nas estratégias de aquisição das concessionárias e nos cronogramas de leilões. Vale notar que estes são aumentos apenas nas tarifas de fornecimento; o impacto total na conta também depende das taxas de distribuição e de outros componentes.
A tarifa de capacidade é incorporada à tarifa geral de eletricidade, e para clientes residenciais, baseia-se, tipicamente, no consumo de eletricidade durante as 5 horas de maior demanda no verão. No entanto, os clientes residenciais geralmente não pagam ” tarifa de capacidade” separadas com base em seu consumo individual; em vez disso, essas tarifas estão embutidas na tarifa geral de eletricidade, e são calculadas com base no consumo médio de pico de todos os clientes residenciais da região. Algumas concessionárias oferecem programas de “redução em horários de pico”, nos quais é possível obter créditos na conta ao reduzir o consumo durante os dias em que se prevê um pico de demanda.
Mudar para um fornecedor de energia elétrica diferente ajudará a evitar esses aumentos? Não necessariamente. Todos os fornecedores de energia elétrica na região da PJM enfrentam esses mesmos custos de capacidade, embora alguns possam dispor de estratégias de “hedge” (proteção financeira) capazes de mitigar parcialmente os aumentos. Esses custos de capacidade afetam a todos na região da PJM.
Para consumidores que possuem painéis solares ou baterias, essas instalações não reduzem diretamente suas tarifas de capacidade, a menos que o consumidor participe de programas especiais, como tarifas por horário de uso ou programas de reembolso em horários de pico.
Contudo, a instalação de painéis solares ou baterias residenciais pode reduzir significativamente suas contas de luz ao diminuir seu consumo total, especialmente durante as tardes de verão, quando a demanda geral por eletricidade atinge seu ponto máximo. Algumas concessionárias também oferecem programas que recompensam os clientes que reduzem o consumo de eletricidade durante os horários de pico.
Esses aumentos drásticos nos preços têm suscitado discussões políticas relevantes em toda a região da PJM. Os líderes estaduais estão trabalhando para equilibrar duas prioridades concorrentes: atrair novos empreendimentos comerciais que gerem empregos e crescimento econômico, ao mesmo tempo em que protejam os residentes contra o aumento dos custos de energia elétrica. Trata-se de um desafio cada vez mais complexo, que exige cooperação entre os estados, visto que as decisões tomadas em um estado afetam os preços da energia em toda a região.
Em janeiro de 2025, a PJM firmou um acordo com uma coalizão de governadores — liderada pelo Governador da Pensilvânia, Josh Shapiro — com o objetivo de limitar os preços da capacidade. Tanto o leilão referente ao período de 2026-2027 quanto o de 2027-2028 atingiram ou ultrapassaram o teto de preços estabelecido; ainda assim, o leilão realizado em dezembro de 2025 resultou em um déficit de confiabilidade de 6.623 MW.
Outros estados, fora da PJM, tem exigido que essas novas cargas arquem com o custo do aumento de capacidade do sistema, por tarifas especiais ou construindo sua própria usina.
E o que o Brasil tem a ver com isso?
Essa experiência deve ser considerada nas políticas e práticas a serem implantadas no incentivo, ou mesmo na contratação, desses tipos de carga para o sistema elétrico nacional. Nosso sistema tem mostrado falta de capacidade exatamente por um dos motivos identificados no PJM, a saber, o baixo crédito de capacidade das plantas solar e eólica, o que significa que são necessários múltiplos de capacidade nominal solar para se equivaler a cada MW de geração convencional.