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

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

El indicador virtual de BESS (vBESS) de Modo Energy estima que una batería de 100 MW y 4 horas obtuvo entre $13 y $15/kW-mes en ComEd, Dominion y Penelec. Es prácticamente igual que en agosto de 2025. Las ganancias por diferenciales más amplios fueron compensadas en parte 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.
• La energía en el mercado Day-Ahead representó una mayor parte de los ingresos que un año antes en las tres zonas, con aumentos de 9 a 22 puntos porcentuales, mientras que la proporción de regulación cayó.
• Los diferenciales TB4 en tiempo real promediaron $317/MW-día, un 78% más interanual. El mercado Day-Ahead alcanzó $276/MW-día, un 70% más.
• La demanda media subió un 8,4% hasta 108 GW, mientras que la máxima cayó un 0,8%. Solo Virginia aportó un tercio de este aumento, con un incremento de carga del 17,6%.

La energía Day-Ahead ganó mayor peso en los 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 Day-Ahead aportó más que el año anterior en cada zona: 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 evolucionó en sentido contrario. Sigue siendo la mayor fuente individual de ingresos en ComEd y Penelec con un 53%, pero ha bajado desde el 67% y 71% del año anterior.

La regulación se liquidó a $87/MWh en agosto frente a $186/MWh en julio, aunque los ingresos por regulación solo cayeron un tercio. Al dividir los ingresos por el precio de liquidación se explica el motivo: la batería de 100 MW participó en unos 12 MW de regulación en ComEd, frente a 8,2 MW en julio.

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

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

Demanda base más alta, no eventos puntuales, amplió el diferencial

El crecimiento de la demanda elevó ambos extremos de la curva de precios, pero no por 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 demanda en PJM, aumentando 3,1 GW interanual. Eso cubrió el 37% del incremento de 8,4 GW en la demanda. Menores exportaciones liberaron otro 20%, y carbón, renovables y otras fuentes aportaron el resto. Despachar gas en posiciones más altas de la curva de mérito empinó la curva de precios.

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 valor más alto de la serie.

El salto interanual es lo más destacado. Agosto de 2025 se liquidó a $178/MW-día, el más bajo de la serie. Nueve de los últimos trece meses han superado los $300/MW-día, en un PJM persistentemente ajustado.

¿De dónde provino el crecimiento de la demanda?

Virginia fue la mayor fuente de crecimiento de la 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 del incremento total 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% hasta $447/MW-día, el mayor aumento en PJM. Washington DC (PEPCO) subió un 132% hasta $454/MW-día, y Baltimore (BGE) registró el valor absoluto más alto con $463/MW-día. ComEd subió un 38%, el menor incremento entre las zonas del oeste.