​Los diferenciales TB4 en tiempo real en PJM promediaron $317/MW-día en agosto de 2026, un 78% por encima de agosto de 2025. El mes no registró récords de temperatura ni de demanda máxima. Los diferenciales más altos se debieron a una mayor carga base.

La demanda media horaria aumentó un 8,4% interanual hasta 108 GW, mientras que la demanda máxima cayó un 0,8%. Eso es lo inverso a julio, cuando la demanda media bajó un 1% y la máxima alcanzó un récord histórico.

El índice de referencia vBESS (BESS virtual) de Modo Energy estima que una batería de 100 MW y 4 horas ganó entre $13 y $15/kW-mes en ComEd, Dominion y Penelec. Esto representa poco cambio respecto a agosto de 2025. Las ganancias por diferenciales más amplios se vieron parcialmente compensadas por la regulación, que cayó a su tercer nivel más bajo desde la reforma de octubre de 2025.

Puntos clave

• Las baterías ganaron $14,32, $15,08 y $13,47/kW-mes en ComEd, Dominion y Penelec, respectivamente.
• La energía en el mercado Día-Anticipado representó una mayor proporción de los ingresos que un año antes en las tres zonas, subiendo entre 9 y 22 puntos porcentuales, mientras que la proporción de la regulación disminuyó.
• Los diferenciales TB4 en tiempo real promediaron $317/MW-día, un 78% más interanual. El Día-Anticipado alcanzó $276/MW-día, un 70% más.
• La demanda media subió un 8,4% hasta 108 GW, mientras que el pico cayó un 0,8%. Solo Virginia impulsó un tercio del aumento, con una carga 17,6% mayor.

La energía Día-Anticipado tomó una mayor parte del total de ingresos

Una batería de 100 MW y 4 horas ganó $14,32/kW-mes en ComEd, $15,08/kW-mes en Dominion y $13,47/kW-mes en Penelec.

La energía Día-Anticipado aportó más que un año antes en todas las zonas: el 36,5% de los ingresos de ComEd frente al 27,2%, el 51,3% de Dominion frente al 29,8% y el 37,0% de Penelec frente al 24,0%.

La regulación fue en sentido contrario. Sigue siendo la mayor fuente individual de ingresos en ComEd y Penelec con un 53%, aunque bajó desde el 67% y 71% de hace un año.

La regulación se liquidó a $87/MWh en agosto frente a $186/MWh en julio, aunque los ingresos por regulación solo cayeron en un tercio. Dividir los ingresos por el precio de liquidación muestra la razón: la batería de 100 MW liquidó aproximadamente 12 MW de regulación en ComEd, frente a 8,2 MW en julio.

A medida que los diferenciales energéticos se normalizaron, el optimizador volvió a destinar capacidad al mercado que paga más por MW. Si se mantiene continuamente, la regulación a los precios de agosto paga $64,81/kW-mes, frente a $9,83/kW-mes por un solo ciclo diario de energía en el TB4 en tiempo real de agosto.

El volumen limita la oportunidad de ingresos por servicios auxiliares. PJM adquirió un promedio de 729 MW de regulación a nivel RTO en agosto, dentro de un rango de 550 a 750 MW, por lo que una batería de 100 MW a plena potencia representaría el 14% del mercado total.

Mayor demanda base, no eventos extremos, amplió el diferencial

El crecimiento de la demanda elevó ambos extremos de la curva de precios, pero no de manera igual. En tiempo real, el promedio de las cuatro horas más altas de cada día subió un 60% interanual hasta $103/MWh. Las cuatro más bajas subieron un 19% hasta $24/MWh. La diferencia entre ambas es el diferencial TB4 en tiempo real, que se amplió un 78% hasta $317/MW-día.

El gas cubrió la mayor parte del crecimiento de la carga en PJM, aumentando 3,1 GW interanual. Eso cubrió el 37% del aumento de 8,4 GW en la demanda. Menores exportaciones liberaron otro 20% del incremento, y el resto lo aportaron carbón, renovables y otras fuentes. El despacho de gas más arriba en el orden de mérito fue lo que empinó la curva.

En el último año, agosto fue intermedio. Sus $317/MW-día ocupan el octavo lugar de los últimos doce meses, y los $895/MW-día de julio siguen siendo el máximo de la serie.

El salto interanual es lo que más destaca. Agosto de 2025 liquidó $178/MW-día, el más bajo de la serie. Nueve de los últimos trece meses han liquidado por encima de $300/MW-día, en un PJM persistentemente ajustado.

¿De dónde provino el crecimiento de la demanda?

Virginia fue la mayor fuente de crecimiento de carga. La carga en la zona Dominion, que cubre la mayor parte de Virginia, promedió 18,6 GW, un 17,6% más interanual y un 18,4% más en dos años, aportando un tercio de todo el aumento de PJM.

AEP sumó un 9,4%, o un 14,2% en dos años. ComEd se ha mantenido estable durante tres años consecutivos.

El crecimiento de los diferenciales siguió la misma geografía. El TB4 en tiempo real de Dominion subió un 135% a $447/MW-día, el incremento más rápido en PJM. Washington DC (PEPCO) subió un 132% a $454/MW-día, y Baltimore (BGE) tuvo el nivel absoluto más alto con $463/MW-día. ComEd subió un 38%, el menor aumento de las zonas occidentales.