Para el mayor mercado eléctrico de EE. UU., el despliegue de almacenamiento de energía en baterías a escala de red en PJM ha quedado rezagado, con apenas unos 400 MW en operación actualmente.
Sin embargo, esto cambiará en los próximos años. Las crecientes oportunidades en el mercado de capacidad, la mejora en los márgenes de arbitraje energético y la reforma de la cola de interconexión apuntan a un despliegue tangible de almacenamiento a gran escala en la red.
En nuestra transmisión en vivo “El estado del almacenamiento de energía en PJM”, Deeksha Anand y Brandt Vermillion exploran cómo los fundamentos del mercado están cambiando para apoyar la próxima ola de adopción de BESS.
Puedes encontrar el enlace a las diapositivas aquí, o verlas al final del artículo.
1. Los generadores térmicos siguen siendo los mayores productores, pero las renovables avanzan
La generación térmica sigue siendo la base del suministro en PJM, estableciendo los precios durante la mayor parte de las horas.
La energía nuclear y el carbón aún representan el 47% de la generación total. Sin embargo, esto ha bajado desde ~70% en 2016, con el gas cubriendo la mayor parte del vacío dejado por las plantas de carbón retiradas en la última década.
Las renovables también están ganando terreno, pero con solo 4-5 GW de generación solar al mediodía en 2024, su impacto en los ~100 GW del sistema de PJM y en los precios diarios sigue siendo limitado, a diferencia de mercados como CAISO.
2. El despliegue de almacenamiento sigue siendo bajo hoy, pero la reforma de la cola podría liberar hasta 7 GW para 2030
La flota de almacenamiento a escala de red de PJM suma poco más de 400 MW actualmente, con duraciones promedio superiores a una hora.
Eso es una fracción de lo que ERCOT y CAISO han añadido: casi 25 GW combinados en los últimos 5 años.
Alrededor del 65% de la capacidad existente se encuentra en solo 3 estados: Nueva Jersey, Illinois y Virginia. El crecimiento ha sido impulsado por mandatos estatales de adquisición de almacenamiento, objetivos de las utilities y programas de incentivos favorables.
El principal cuello de botella para la adopción de BESS ha sido la interconexión. Históricamente, más del 80% de los proyectos que entran en la cola de PJM se retiraron antes de entrar en operación.
Antes de 2020, las baterías independientes en PJM tardaban en promedio 2 años en conectarse.
Pero para los proyectos en línea después de 2020, ese plazo se extendió a 4 años, y algunos demoraron hasta 9 años.
La reforma de la cola es el catalizador que necesita el mercado de almacenamiento de PJM
El nuevo proceso de clúster primero listo, primero atendido reemplaza el antiguo enfoque en serie.
PJM está despejando el atraso a través de 3 ciclos interinos: Fast Lane, Ciclo de Transición 1 (TC1) y Ciclo de Transición 2 (TC2).
Estos 3 ciclos de transición reúnen cerca de 18 GW de capacidad de baterías en cola. Para mediados de 2026, esos estudios habrán finalizado y PJM abrirá su primer ciclo totalmente reformado.
Si se cumplen los plazos de la reforma de la cola, incluso con una deserción moderada, hasta 7 GW de capacidad de baterías podrían estar en línea para 2030: 17 veces la capacidad instalada actual.
3. Los ingresos de 2025 aumentan, pero la Regulación tiene poco margen
2025 ha sido un año sólido para los operadores de baterías en PJM.
Los ingresos brutos aumentaron considerablemente respecto a los dos años anteriores, impulsados por una mayor volatilidad en los precios de la energía en tiempo real.
Los precios por escasez y los eventos climáticos, incluida la ola de calor de junio, generaron una demanda récord en la Costa Este y dispararon los precios de la energía.
A continuación se muestran los ingresos brutos acumulados consolidados de los Informes Trimestrales Eléctricos de FERC, que no tienen en cuenta los costos de carga de las baterías.
La Regulación sigue siendo la principal fuente de ingresos, aportando tres cuartas partes de los ingresos totales de BESS en el primer semestre de 2025.
Los altos precios de cierre y los pagos por desempeño han hecho de la Regulación un flujo de ingresos rentable para las baterías. Sin embargo, el mercado es poco profundo y se está saturando.
Una vez que el despliegue de baterías supere el tamaño del mercado de Regulación, la canibalización de precios será inevitable, como se ha visto en CAISO y ERCOT.
Eso significa que los ingresos por Regulación probablemente comenzarán a disminuir a medida que se conecten más proyectos BESS.
4. Los altos precios del mercado de capacidad dan base a los ingresos de BESS
Mientras tanto, los precios de capacidad están en alza, emergiendo como el próximo gran impulsor de ingresos para BESS.
Las subastas recientes se liquidaron en máximos históricos, apoyadas por un rápido crecimiento de la demanda, retiros de fósiles, cambios en la acreditación y poca oferta nueva.
Con precios de liquidación cercanos a $300/MW-día, una batería de 4 horas y 1 MW con una Capacidad de Carga Efectiva (ELCC) del 50% en la subasta base residual de PJM podría generar alrededor de $55,000/MW-año.
Incluso obtener pagos de capacidad durante solo dos o tres años proporciona una base sólida para retornos tempranos.
Con el crecimiento de la demanda acelerándose por el desarrollo de centros de datos y la oferta apenas manteniéndose, los precios de capacidad seguirán altos, sosteniendo buenos retornos para el almacenamiento.
La mayoría de los proyectos Fast Lane de baterías son de 4 horas o más, un cambio respecto a los sistemas de corta duración enfocados en Regulación del pasado.
Es probable que los desarrolladores opten por mayor duración para obtener ELCCs y pagos de capacidad más altos, similar a la estructura de Resource Adequacy de CAISO.
5. Las oportunidades de arbitraje en PJM han mejorado en 2025 a medida que la demanda crece y vuelve la volatilidad
El arbitraje energético se está convirtiendo en una fuente de ingresos más relevante para las baterías.
Los diferenciales de precios Top-bottom (TB) han aumentado año tras año, reflejando una mayor volatilidad en tiempo real por el crecimiento de la demanda máxima y periodos de clima extremo donde las temperaturas se alejaron de lo habitual.
Los valores TB indican cuánto puede ganar una batería comprando energía cuando los precios son bajos y vendiendo cuando son altos.
6. Los retornos por arbitraje varían ampliamente según el nodo
Dado que la energía se valora de forma local, a diferencia de los servicios auxiliares, el nodo donde se ubica una batería tiene un gran impacto en su potencial de ingresos por arbitraje.
Considerando que la mayoría de los proyectos Fast Lane con acuerdos de interconexión firmados son sistemas de 4 horas, los diferenciales TB4 son el mejor indicador de los retornos esperados.
Al graficar los diferenciales TB4 de 2024 para proyectos Fast Lane, usando su nodo o el proxy más cercano, se observa que los retornos pueden variar de $28,000/MW/año a $104,000/MW/año.
Los sitios de baterías en el norte de Virginia y Maryland destacan como puntos clave de arbitraje, donde la congestión y la demanda concentrada de grandes centros de datos generan fuertes oscilaciones de precios intradía.
En contraste, los diferenciales TB4 son más bajos en Nueva Jersey, reflejando capacidades limitadas de exportación de transmisión.
Los precios de PJM aún no son tan volátiles como los de CAISO o ERCOT.
Pero con más solar conectándose y la demanda de centros de datos aumentando, es probable que se produzcan movimientos de precios más marcados y mayores oportunidades de arbitraje para las baterías.
7. El crecimiento masivo de la demanda refuerza los fundamentos para precios altos de capacidad a futuro
La demanda en PJM está aumentando más rápido de lo que la oferta puede seguir el ritmo, llevando los precios de capacidad a sus niveles más altos en años.
Incluso teniendo en cuenta los nuevos proyectos que se espera que superen la cola reformada, el sistema aún queda por debajo de su objetivo de confiabilidad en la próxima década.
Esa brecha creciente resalta la necesidad de más capacidad. Las baterías están bien posicionadas para asumir ese rol a medida que se retiran unidades de carbón y gas y crece la generación renovable.
Con precios de capacidad altos y la volatilidad regresando al mercado energético, PJM ahora ofrece sólidos fundamentos para invertir en almacenamiento.
Las diapositivas completas de la transmisión en vivo están disponibles a continuación:
