​Febrero de 2026 ofreció algunas de las mejores condiciones de ingresos para baterías registradas en PJM. Los precios de Regulación alcanzaron los $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.

Una batería de 1 MW y 4 horas podría haber generado un valor acumulado de $56/kW-mes combinando Regulación, arbitraje de energía en tiempo real y pagos de capacidad. Los ingresos reales probablemente sean aún mayores: la estimación para Regulación utiliza el promedio de ingresos realizados 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 superiores a los $37/MWh de febrero de 2025. Este precio por sí solo indica que febrero será el mes más fuerte registrado para las baterías en PJM.

La Regulación ha liquidado de forma constante muy por encima de otros servicios auxiliares. Las reservas sincronizadas y primarias promediaron alrededor de $4/MWh en febrero.

Los 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 matutina y vespertina, 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. Este contraste refleja el ajuste continuo del mercado tras la reforma: menos participantes calificados, un requerimiento de Regulación con baja suscripción y condiciones de escasez amplificadas por la persistente presión de tormentas invernales.

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

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

La volatilidad de principios de mes reflejó los efectos finales de la tormenta invernal Fern. Las salidas 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 Day-Ahead fueron más bajos y estables en todo momento, subestimando de forma constante el riesgo de rampa en tiempo real.

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

Mayor demanda y salidas elevadas impulsaron 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 cercanos a $7/MMBtu en ambos periodos. La combinación de generación y los costos de combustible no fueron los factores determinantes este mes.

La mayor demanda y las salidas elevadas fueron los motores del precio. La carga neta diaria promedio aumentó respecto al año anterior y las salidas de mantenimiento se triplicaron a 7.8 GW, ya que los operadores aprovecharon el periodo posterior a la tormenta para programar trabajos. Las salidas forzadas se mantuvieron elevadas durante todo el mes, tras el pico provocado por la tormenta de enero. Las salidas totales alcanzaron un máximo de 33.8 GW el 11 de febrero.

Con mayor demanda y menos capacidad disponible, las unidades de mayor costo establecieron el margen con mayor frecuencia.

Los precios en tiempo real promediaron $85/MWh en febrero, casi el doble del promedio de febrero de 2025. A niveles de carga neta 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 agruparon por debajo de $100/MWh a demanda comparable.

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

La oportunidad de arbitraje varió notablemente entre zonas de PJM en febrero. Las baterías operando en las zonas DOM y BGE obtuvieron spreads TB1 de $8-9/kW-mes. Las baterías en COMED 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 provocando 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 planeadas en las zonas 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.

Las decisiones de ubicación nodal son 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 por saturación debido al crecimiento de la flota, la ubicación para el arbitraje de energía será cada vez 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 extraordinarias para baterías calificadas, especialmente durante las horas de rampa. Segundo, el valor del arbitraje de energía es cada vez más específico por ubicación, con zonas del Atlántico Medio y los Apalaches superando a sus pares del Medio Oeste.

A medida que los ingresos por Regulación enfrenten presión de saturación por el crecimiento de la flota, la ubicación de la batería dentro de PJM será cada vez más determinante para su éxito.