​Febrero de 2026 ofreció algunas de las mejores condiciones de ingresos para baterías registradas en PJM. Los precios de Regulación alcanzaron $194/MWh, un nuevo máximo tras la reforma del mercado de Regulación de PJM en octubre de 2025. Los spreads Top-Bottom (TB1) en tiempo real llegaron a $223/MW-día, el valor más alto de los últimos 12 meses.

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Una batería de 1 MW y 4 horas podría haber generado $56/kW-mes combinando ingresos de Regulación, arbitraje de energía en tiempo real y pagos de capacidad. Los ingresos reales probablemente sean aún mayores: la parte de Regulación de esta estimación usa promedios de octubre a diciembre de 2025, antes del reciente aumento de precios.

Los ingresos de febrero aumentaron un 60% respecto al mes anterior. Esto se compara con $35/kW-mes en enero de 2026, que ya fue un mes fuerte debido a la tormenta invernal Fern.

Los precios de Regulación alcanzaron un récord de $194/MWh en febrero tras la reforma del mercado

Los precios de liquidación de Regulación promediaron $194/MWh en febrero, un fuerte aumento desde los $139/MWh de enero y más de 5 veces por encima de los $37/MWh de febrero de 2025. Solo este precio indica que febrero será el mes más fuerte registrado para baterías en PJM.

La Regulación ha superado constantemente a otros servicios auxiliares. Las reservas sincronizadas y primarias promediaron alrededor de $4/MWh en febrero.

Precios de Regulación en horas de rampa se dispararon más de 10 veces interanualmente

El perfil intradiario de precios de febrero de 2026 muestra exactamente dónde se concentró el valor. Durante las horas de rampa de la mañana y la tarde, los precios de Regulación a 5 minutos superaron regularmente los $750/MWh.

En febrero de 2025, los precios de Regulación en horas de rampa promediaron muy por debajo de $100/MW/h. El contraste refleja el ajuste continuo del mercado tras la reforma: menos participantes calificados, un requisito de Regulación con baja suscripción y condiciones de escasez amplificadas por la presión persistente de la tormenta invernal.

Los spreads de energía en tiempo real alcanzaron un máximo de 12 meses, impulsados por la volatilidad tras la tormenta durante la primera mitad del mes

El perfil de precios de la energía en febrero se dividió en dos mitades distintas. Los precios en tiempo real fueron altamente volátiles durante la primera semana y media, con picos intradiarios cercanos a $1,000/MWh a principios de mes y un fuerte pico alrededor del 8 de febrero. Los precios se estabilizaron notablemente en la segunda mitad del mes.

La volatilidad de principios de mes reflejó el final de la tormenta invernal Fern. Las indisponibilidades forzadas continuaron desde enero por encima de 10 GW, manteniendo el sistema ajustado mientras las temperaturas seguían bajas en el Atlántico Medio y el Noreste.

Los precios del mercado de día anterior fueron más bajos y estables durante todo el mes, subestimando sistemáticamente el riesgo de rampas en tiempo real.

Los spreads TB1 en tiempo real promediaron $223/MW/día en el mes, más del doble del promedio de $106/MW/día del mercado de día anterior y el valor más alto en tiempo real de los últimos 12 meses. Incluso con la estabilización de precios en la segunda mitad, la volatilidad de la primera parte fue suficiente para establecer un nuevo máximo.

Mayor demanda y más indisponibilidades elevaron los precios a casi el doble del nivel de febrero pasado

El gas natural representó el 44% de la generación de PJM en febrero de 2026, similar a febrero de 2025. Los precios spot del gas también alcanzaron picos de alrededor de $7/MMBtu en ambos periodos. La mezcla de generación y los costes de combustible no fueron los factores determinantes este mes.

La mayor demanda y el aumento de indisponibilidades fueron los impulsores de los precios. La carga neta diaria promedio creció interanualmente, y las indisponibilidades por mantenimiento se triplicaron hasta 7,8 GW, ya que los operadores aprovecharon el periodo posterior a la tormenta para realizar trabajos programados. Las indisponibilidades forzadas se mantuvieron elevadas durante todo el mes, arrastrando el pico provocado por la tormenta de enero. El máximo total de indisponibilidades alcanzó 33,8 GW el 11 de febrero.

Con mayor demanda y menos capacidad disponible, las unidades de mayor coste fijaron el margen con más frecuencia.

Los precios en tiempo real promediaron $85/MWh en febrero, casi el doble del promedio de febrero de 2025. A niveles de demanda similares, los precios de febrero de 2026 fueron mucho más altos y dispersos, con valores atípicos de $500-800/MWh. En febrero de 2025, los precios se concentraron por debajo de $100/MWh con demandas comparables.

Las baterías en las zonas DOM, BGE y APS pudieron capturar spreads más del doble que en COMED

La oportunidad de arbitraje varió considerablemente entre zonas de PJM en febrero. Las baterías operando en las zonas DOM y BGE obtuvieron spreads TB1 de $8-9/kW-mes. En COMED, las baterías ganaron menos de la mitad, agrupándose en $3,50-3,90/kW-mes.

Las restricciones de transmisión persistentes en las zonas del Atlántico Medio y los Apalaches siguen generando separaciones nodales de precios durante las horas de rampa. Las baterías en estas zonas se benefician de la congestión, que no afecta a las ubicaciones del Medio Oeste.

El mismo patrón regional se observa en la cartera de desarrollo. Las baterías planificadas en DOM, BGE y PEPCO habrían visto spreads TB1 de $8-10/kW-mes. Los proyectos en zonas del Medio Oeste como COMED y AEP verían aproximadamente la mitad de ese valor.

La decisión de ubicación nodal es cada vez más el factor determinante en los ingresos a largo plazo de baterías en PJM. A medida que los ingresos por Regulación enfrentan presión de saturación por el crecimiento del parque, la localización para el arbitraje energético será más relevante.

Conclusión

Febrero de 2026 reforzó dos tendencias que están transformando la economía de las baterías en PJM. Primero, la reforma del mercado de Regulación sigue generando oportunidades de ingresos excepcionales para baterías calificadas, especialmente en horas de rampa. Segundo, el valor del arbitraje energético es cada vez más específico por ubicación, con las zonas del Atlántico Medio y los Apalaches superando a sus contrapartes del Medio Oeste.

A medida que los ingresos por Regulación enfrentan presión de saturación por el crecimiento del parque, la ubicación de la batería en PJM será cada vez más determinante de su éxito o fracaso.