Las baterías operativas en PJM comenzaron noviembre tras haber observado oportunidades de ingresos consistentemente sólidas a lo largo de 2025.

Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en PJM promediaron ingresos mensuales de 24 $/kW-mes, o 288 $/kW-año, hasta septiembre de 2025.

Precios de liquidación más altos por proveer Regulación y mayores diferenciales de energía en Tiempo Real aumentaron las oportunidades de mercado en todo el sistema, aunque los resultados variaron ampliamente entre activos individuales.

Las baterías de PJM siguieron la tendencia global: primero servicios auxiliares, después energía. Las baterías en PJM continúan obteniendo la mayor parte de sus ingresos de los servicios de Regulación y respuesta de frecuencia, mientras que el arbitraje energético juega un papel secundario, aunque en crecimiento.

La Regulación sigue siendo la principal fuente de ingresos para baterías en PJM

Los precios de liquidación de Regulación han superado de manera constante a otros servicios auxiliares en PJM, a menudo liquidando más de 5 veces por encima de las reservas sincronizadas o primarias. Durante 2024 y 2025, los precios de Regulación han igualado o incluso superado a los de Energía.

El rediseño del mercado de Regulación de PJM a inicios de octubre de 2025 amplificó esta dinámica. Los precios de Regulación en Tiempo Real a 5 minutos se volvieron altamente volátiles, con picos breves que alcanzaron hasta ~1,800 $/MW/h durante las horas de rampa. Las baterías que estaban en línea y pudieron recibir adjudicaciones habrían capturado retornos extraordinarios.

Sin embargo, esos extremos reflejaron un mercado ajustándose a nuevas dinámicas de liquidación, más que un cambio estructural en la demanda subyacente. A medida que más participantes calificados se incorporaron y la participación comenzó a normalizarse, los precios de Regulación en noviembre retrocedieron respecto a los picos de octubre. Los precios promedio de liquidación fueron de 61 $/MW/h, aún un 36% superiores a los de Energía, pero con una brecha mucho menor que el 136% observado en octubre.

Pero la Regulación es solo parte de la historia.

¿Hubo oportunidades de mercado para almacenamiento fuera de la Regulación?

Si bien la Regulación es actualmente la principal fuente de ingresos para baterías en PJM, el arbitraje energético se convertirá en el componente más relevante de los ingresos merchant a largo plazo.

A diferencia de ERCOT y CAISO, los precios de energía en PJM todavía están determinados principalmente por la demanda y no por la generación renovable.

Los precios de energía siguieron la forma de la demanda, generando dos picos diarios en lugar de los profundos valles de mediodía que se observan en sistemas con alta penetración solar. Esta estructura permite una ventana de arbitraje consistente para el almacenamiento en baterías durante las horas de rampa.

A lo largo de este informe, la oportunidad de arbitraje se mide usando los diferenciales Top-Bottom (TBs).

Noviembre de 2025 marcó un cambio claro en la volatilidad de precios en Tiempo Real en comparación con el año anterior.

Los precios en Tiempo Real en el nodo PJM-RTO superaron los 200 $/MWh en varios días, con intervalos que alcanzaron los 300–400 $/MWh.

Crucialmente, estos picos no se limitaron a una sola ventana de estrés. Precios elevados aparecieron durante las rampas matutinas, periodos de mediodía y picos vespertinos.

Esto contrasta con noviembre de 2024, cuando los perfiles de precios fueron mucho más suaves. La volatilidad del año pasado se concentró principalmente en la rampa vespertina, manteniendo los diferenciales diarios comprimidos.

Desplazamientos repetidos de precios intradía, y no un solo pico, impulsaron los diferenciales TB4 en Tiempo Real hasta 216 $/MWh en promedio.

​Los promedios mensuales cuentan la misma historia. Los diferenciales TB1 en Tiempo Real se ampliaron en 43 $/MWh interanual, mientras que en el Mercado Day-Ahead aumentaron en 20 $/MWh.

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

• cómo los costos de combustible siguen siendo el factor principal de los precios promedio en PJM,
• por qué el potencial de diferenciales mayores en temporadas intermedias está aumentando con el desarrollo de la generación solar,
• cómo las salidas de servicio por mantenimiento influyeron en los diferenciales en PJM este otoño,
• y hasta qué punto la congestión resulta en oportunidades de arbitraje energético variables para baterías en toda la región.

El costo del combustible marca el tono de los precios de energía en PJM

PJM sigue siendo un sistema predominantemente térmico, lo que define la formación de precios. La generación a gas natural y nuclear domina, y el carbón aporta capacidad adicional de base.

Como resultado, los precios de la energía suelen estar determinados por unidades térmicas en el margen. Cambios en los costos de combustible, especialmente gas y carbón en ciertas regiones, se traducen directamente en variaciones en los precios de la electricidad en PJM.

En noviembre de 2025, los precios más altos del gas y el carbón elevaron toda la base de precios de la energía, con precios de electricidad que casi siguieron las fluctuaciones del gas durante el mes.​

​Además, la carga promedio diaria creció un 6%, de 84 GW en noviembre de 2024 a 89 GW en noviembre de 2025, lo que llevó a que se despacharan generadores más costosos en el orden de mérito.

Cuando el gas está en el margen, pequeños movimientos en el precio del combustible tienen gran impacto. Un aumento incremental de 1 $/MMBtu suele resultar en un incremento de ~7–10 $/MWh en los precios de la electricidad.

​​Así, los precios en noviembre de 2025 se liquidaron más altos y con mayor dispersión para un rango similar de carga neta que en noviembre de 2024.

La generación solar crece, aumentando el potencial de diferenciales de precios

El desarrollo de la generación solar en PJM va por detrás de mercados como ERCOT y CAISO, pero está en marcha. El pico promedio diario de generación solar a escala de red aumentó un 35% interanual, llegando a 6.2 GW al mediodía en noviembre.

Sin embargo, las renovables aún representan una parte relativamente pequeña del total de generación que atiende la demanda de PJM.

A diferencia de CAISO, donde la solar genera profundos valles de precios al mediodía, el crecimiento renovable en PJM no ha desplazado a la generación térmica durante las horas típicas de carga.

​Como resultado, las baterías en PJM continúan operando en un mercado definido por la generación térmica que sigue la demanda, en vez de por cañones de precios provocados por renovables.

La carga neta se mantiene elevada durante el mediodía, lo que mantiene a las plantas de gas funcionando y asegura que los precios estén determinados por unidades térmicas. Esto limita los diferenciales de precios disponibles para los sistemas de almacenamiento en baterías.

Los niveles de salidas de servicio contribuyeron a diferenciales más ajustados en noviembre que en octubre de 2025

Otro factor que puede influir en los precios de la energía son las salidas de servicio planificadas y forzadas de generadores.

En PJM, el mantenimiento planificado suele concentrarse en los meses de temporada intermedia, siendo más alto en abril, mayo y octubre, cuando la demanda es lo suficientemente baja para sacar unidades de servicio sin riesgos mayores de confiabilidad.

Las salidas de generación alcanzaron un máximo de unos 71 GW en octubre antes de descender de forma constante durante noviembre, llegando a 29 GW al final del mes.

Ese cambio se refleja claramente en los diferenciales de precios.

Octubre de 2025 registró diferenciales más amplios tanto en Day-Ahead como en Tiempo Real que noviembre, reflejando condiciones de sistema más ajustadas cuando había menos capacidad disponible.

Para las baterías, esa distinción es importante. Las salidas de servicio tienden a inflar las oportunidades de arbitraje a nivel de sistema, mientras que su momento y ubicación determinan dónde se materializa esa oportunidad en la red.

La volatilidad crea oportunidad; la congestión decide quién gana

Si bien los diferenciales a nivel de sistema fueron altos en noviembre, la oportunidad de arbitraje varió mucho según la ubicación. Incluso dentro de la misma zona de carga, las baterías experimentaron resultados de precios materialmente distintos.

Los perfiles de precios en Tiempo Real muestran el porqué.

A nivel de sistema, PJM muestra las ya conocidas rampas matutinas y vespertinas. Pero zonas como Dominion y BGE suelen separarse del promedio PJM-RTO, especialmente durante las horas pico. Estas separaciones de precios por congestión crean disparidades intradía repetidas que las baterías pueden monetizar.

En contraste, las zonas con perfiles de carga similares pero mejor conectividad de transmisión tienden a seguir más de cerca el promedio del RTO. Sus perfiles de precios son más planos, con menos desviaciones sostenidas y menor potencial de arbitraje.

Las baterías operativas en Dominion y BGE se ubicaron en los lugares con los mayores diferenciales Top-Bottom en noviembre, reflejando congestión persistente y capacidad de transferencia limitada.

Las baterías en desarrollo muestran una gama aún más amplia de resultados. Dentro de las mismas zonas, los diferenciales de noviembre de 2025 divergen notablemente entre nodos. Los mayores diferenciales aparecen en Fourth Quarter, una batería planificada de 500 MW en la zona PEPCO de Maryland, seguida de Chapel Energy Storage, un proyecto de 300 MW en la zona BGE de Maryland.

Las restricciones de transmisión y los efectos de precios nodales pueden amplificar o suprimir los diferenciales en nodos individuales de baterías, creando ganadores y perdedores incluso dentro de la misma zona de carga.

A medida que se desarrollan más sistemas de almacenamiento en baterías en PJM y el valor del servicio de Regulación disminuye, esta dispersión cobra mayor relevancia. Pequeñas diferencias en la ubicación —hasta el nivel de nodo— pueden multiplicar el valor esperado de arbitraje.