Diciembre de 2025 continuó las condiciones de ingresos vistas a principios de año, con precios elevados en Regulación, señales sólidas en el mercado de capacidad y una volatilidad de precios impulsada por el invierno que moldearon la oportunidad para baterías en PJM.

Los spreads TB1 en tiempo real promediaron $88/MW/día, 61% más altos que en diciembre de 2024, mientras que los precios de Regulación promediaron $66/MW/h, casi el doble de los niveles del invierno pasado. En comparación con diciembre anterior, el aumento de los costos de combustible elevó los precios base de la energía, mientras que un clima más frío de lo normal provocó mayor escasez en tiempo real.

En conjunto, estos factores generaron oportunidades de operación consistentes para las baterías.

Una batería hipotética de 1 MW y 4 horas podría haber obtenido hasta $28/kW-mes, apilando valor entre arbitraje en tiempo real, Regulación y mercados de capacidad.

Actualmente, las baterías en PJM aún obtienen la mayor parte de sus ingresos de servicios auxiliares, siendo Regulación y respuesta de frecuencia las principales fuentes.

Sin embargo, baterías más grandes y de mayor duración que avanzan en la fila de interconexión están posicionándose cada vez más en torno a los ingresos del mercado de capacidad, mientras que el arbitraje energético surge como ganancia residual una vez que los servicios auxiliares se saturan. En ese caso, la volatilidad invernal, mayores costos de combustible y patrones de congestión juegan un papel mucho más importante en los retornos.

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Los precios en tiempo real fueron más volátiles que los de Día Anterior, generando mayor oportunidad de arbitraje

El perfil intradiario de diciembre muestra una divergencia constante entre los precios de Día Anterior y Tiempo Real, más visible durante los aumentos de calefacción matutinos y los picos de iluminación al atardecer.

El ejemplo más claro fue del 14 al 16 de diciembre, cuando una ola de frío a mitad de mes en el Atlántico Medio y el Noreste endureció las condiciones operativas y activó alertas de clima frío en PJM.

Los precios en Tiempo Real subieron bruscamente, con intervalos de cinco minutos acercándose a $600/MWh, mientras que los precios de Día Anterior se mantuvieron mucho más bajos.

No fue un evento aislado.

Picos similares en precios de Tiempo Real ocurrieron el 8 de diciembre, con precios de cinco minutos llegando a $400/MWh durante la rampa matutina.

Más allá de eventos puntuales, los perfiles diarios de precios en Tiempo Real de diciembre 2025 mostraron mayor volatilidad que en diciembre 2024. Algunos días presentaron picos dobles más pronunciados durante las rampas matutinas y vespertinas.

Los mercados de Día Anterior subestimaron sistemáticamente el riesgo de rampa, dejando valor en Tiempo Real.

Estas divergencias de precios se tradujeron directamente en oportunidades de arbitraje.

Los spreads TB1 en Tiempo Real promediaron $88/MW/día en diciembre, prácticamente igual a los $89/MW/día de noviembre pero 61% más altos que los $55/MW/día de diciembre 2024.

Los spreads en Tiempo Real superaron de forma consistente la oportunidad de Día Anterior durante todo el mes, con spreads TB1 de Día Anterior promediando $65/MW/día.

La demanda creció y los resultados de precios fueron más dispersos

Diciembre 2025 registró una carga neta 19% mayor que noviembre.

La carga neta diaria promedio aumentó de 83 GW en noviembre a 99 GW en diciembre, reflejando condiciones más frías y mayor demanda de calefacción eléctrica y alumbrado.

A pesar de la mayor carga neta, los precios en Tiempo Real se mantuvieron en niveles similares a noviembre, ya que más generadores regresaron de mantenimientos. Esa demanda adicional fue cubierta por mayor capacidad de gas y carbón en operación.

Los precios fueron más altos y volátiles que el invierno pasado

La comparación con diciembre de 2024 revela una dinámica diferente. Con niveles de carga neta similares, los precios de diciembre 2025 fueron más altos y mucho más dispersos. Esto apunta a una combinación de mayores costos de combustible y menor flexibilidad térmica en PJM.

La oportunidad de arbitraje de diciembre surgió de frecuentes divergencias de precios intrahorarias. Una mayor carga neta elevó el piso de precios, pero fue la mayor dispersión de resultados en Tiempo Real la que creó ventanas de operación repetibles para baterías.

Esta es la segunda edición del informe de referencia de Modo Energy sobre ingresos de baterías en PJM. Los suscriptores de Modo Energy Research pueden seguir leyendo para conocer más sobre:

• Cómo los picos de Regulación en horas de rampa crearon oportunidades excepcionales para baterías calificadas
• Cómo los mayores costos de combustible elevaron los precios base de la energía
• Dónde cambiaron los patrones de congestión entre zonas en diciembre, generando oportunidades de arbitraje muy variables para baterías en operación y planeadas

Los costos de combustible elevaron el piso, no solo los picos

Los precios entregados de gas y carbón aumentaron respecto al invierno pasado, elevando el costo marginal de generación en todo PJM.

El carbón de los Apalaches del Norte promedió $62/ton en diciembre 2025, un 27% más que los $49/ton de diciembre pasado.

El gas natural promedió $3,8/MMBtu en diciembre 2025, frente a $2,8/MMBtu en diciembre 2024. Ese aumento de $1/MMBtu se traduce en aproximadamente $7-10/MWh más en costos marginales para turbinas de ciclo combinado.