Las baterías de PJM han visto aumentar drásticamente sus ingresos; el rediseño del mercado de regulación en octubre de 2025 es el factor estructural detrás de este aumento. Antes del rediseño (de abril de 2024 a septiembre de 2025), los ingresos de la flota promediaban $20/kW-mes. Tras el rediseño, los ingresos promediaron $62/kW-mes, alcanzando un máximo de $104.5/kW-mes en febrero.

El arbitraje energético también se ha fortalecido. Una ola de calor a mitad de mes impulsó los diferenciales TB4 de abril a $383/MW-día, un 62% por encima de abril de 2025.

La pila de ingresos modelada para abril suma $72/kW-mes. La regulación aporta $56/kW-mes de ese total, con $11/kW-mes provenientes del arbitraje energético en tiempo real y $5/kW-mes de pagos por capacidad.

Puntos clave

• Las baterías de PJM están ganando aproximadamente 3 veces más que el año pasado, impulsadas únicamente por la regulación.
• La pila de ingresos modelada para abril alcanzó $72/kW-mes, impulsada por mayores ingresos por regulación y diferenciales TB4 más amplios.
• Los diferenciales TB4 en tiempo real de abril promediaron $383/MW-día, un 62% más que en abril de 2025. Baltimore (BGE) lideró por zona con $658/MW-día, más del doble que el abril pasado.
• Los diferenciales más amplios se debieron a una ola de calor a mitad de mes (15-16 de abril), precios de liquidación vespertinos aproximadamente un 70% por encima de abril de 2025 y el continuo crecimiento solar al mediodía que empujó los mínimos diurnos a la baja.

El rediseño de la regulación de octubre triplicó los ingresos de la flota respecto al nivel previo

El rediseño del mercado de regulación de PJM en octubre de 2025 reemplazó las señales separadas Reg A (lenta, térmica) y Reg D (rápida, batería) por una señal unificada. Los datos reales del primer trimestre de 2026 cuantifican el impacto.

Los 18 meses previos al rediseño situaron los ingresos de la flota en un rango de $13-$37/kW-mes, con la regulación aportando un promedio de $15/kW-mes. Desde el rediseño, los ingresos promedian $62/kW-mes, con la regulación sola promediando $55/kW-mes.

Los precios de liquidación de los servicios auxiliares impulsan este aumento. El precio mínimo mensual de liquidación de la regulación tras el rediseño ($62/MWh) es superior a cualquier precio mensual desde enero de 2023.

Las reservas sincronizadas y primarias se mantuvieron bajas ya que no fueron afectadas por el rediseño.

Las horas de rampa matutina y vespertina han seguido generando picos de precios pronunciados desde octubre. Además, el nivel base durante las horas fuera de rampa también ha subido. Las baterías ganan tanto por los picos de rampa como por el nuevo nivel base más alto.

Los diferenciales TB4 se ampliaron por una ola de calor a mediados de abril y mayor generación solar

Los diferenciales TB4 en tiempo real de abril promediaron $383/MW-día, frente a $358/MW-día en marzo y un 62% por encima de los $237/MW-día de abril de 2025. Los diferenciales en el mercado diario fueron de $247/MW-día, también por encima de marzo y un 51% más que el abril pasado.

El panorama zonal fue similar. Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) y Virginia (DOM) lideraron con $658, $605 y $601/MW-día respectivamente. Baltimore y DC más que duplicaron su valor interanual (+108% y +112%).

Todas las zonas de PJM vieron aumentar los diferenciales en tiempo real interanualmente, pero el Atlántico Medio avanzó aún más. Las restricciones de transmisión persistentes entre los centros de carga del este y la generación del oeste continúan impulsando la separación de precios durante las horas de rampa.

Los diferenciales en el mercado diario cuentan una versión más moderada de la misma historia. Las zonas del Atlántico Medio siguen liderando, pero el gradiente geográfico es más suave y las diferencias entre zonas son más estrechas que en tiempo real.

Abril no tuvo un equivalente a la tormenta invernal Iona de marzo, con pocas fluctuaciones meteorológicas extremas. El evento más claro fue una ola de calor a mitad de mes, del 13 al 17 de abril. La carga horaria media alcanzó los 101 GW el 15 de abril, el valor más alto del mes frente a los 85 GW típicos de abril.

Los mercados diarios respondieron claramente, alcanzando un tope de $249/MWh, el máximo mensual. El mercado en tiempo real siguió la tendencia, con un pico de $353/MWh en la tarde del 15 de abril.

Más allá de la ola de calor, la forma intradía también cambió respecto al año anterior. Los precios promedio de la tarde en abril de 2026 fueron aproximadamente un 70% superiores a los de abril de 2025, con la franja de 19 a 20 h promediando cerca de $115/MWh frente a $65 el año pasado.

La mayoría de los días siguieron una forma horaria similar a 2025, pero con una rampa vespertina más pronunciada.

Las energías renovables también ampliaron los diferenciales TB. La generación solar creció un 27% interanual en abril (la producción media por hora subió de 3.3 a 4.2 GW), con mayor producción al mediodía empujando los precios diurnos a la baja. La eólica creció un 16%; gas y nuclear se mantuvieron estables.

La evolución de la flota de generación se suma a los picos provocados por la ola de calor y hace que los diferenciales TB sean mayores que el año anterior.

Los proyectos del Atlántico Medio están mejor posicionados para los mayores diferenciales en PJM

El mismo patrón zonal se mantiene a nivel de activo. Cada BESS en operación en BGE, PEPCO y DOM liquidó aproximadamente el doble del diferencial TB acumulado en abril respecto a las baterías en operación en COMED, AEP o APS. Los proyectos planeados en esas mismas zonas del Atlántico Medio liquidarían hoy los mayores diferenciales en la cartera.

¿Qué nos dice abril?

Seis meses después, los datos confirman que la reforma de regulación de octubre de 2025 en PJM benefició a las baterías. Los ingresos mensuales previos al rediseño promediaban alrededor de $20/kW-mes. Desde entonces se han triplicado, siendo la regulación responsable de casi el 100% del aumento.

La dinámica del mercado energético de abril también señala un entorno cada vez más lucrativo. Los diferenciales TB4 se ampliaron interanualmente, impulsados por una ola de calor a mitad de mes durante la temporada de paradas planificadas y el continuo crecimiento solar al mediodía que empuja los mínimos diurnos a la baja.

De cara al futuro, la Fase 2 del rediseño, prevista para octubre de 2026, dividirá la señal bidireccional de la regulación en productos separados RegUp y RegDown. Si esto generará más oportunidades o reducirá los precios de liquidación es la incógnita para finales de 2026.