​Los diferenciales top-bottom (TB4) de cuatro horas en tiempo real en PJM promediaron $473/MW-día en junio, una caída del 9% interanual. Los diferenciales TB4 en el mercado de día anterior se movieron en sentido contrario, subiendo a $345/MW-día, un aumento del 24%. La demanda máxima cayó un 7% interanual y el precio máximo en tiempo real bajó un 61%.

Sin embargo, la regulación se disparó los días 10 y 11 de junio, superando promedios diarios de $1,000/MW-día, sobre una base ya elevada por el rediseño del mercado de PJM en octubre de 2025.

La curva intradía de PJM se aplanó. El mediodía subió levemente, con las horas 11 a 15 promediando $66/MWh frente a $59/MWh del año anterior. El pico vespertino bajó en sentido contrario: el promedio de la hora HE19 cayó a $121/MWh desde $174/MWh.

Puntos clave

• Los diferenciales TB4 en tiempo real promediaron $473/MW-día, una caída del 9% interanual desde $517/MW-día. Los diferenciales TB4 de día anterior subieron en todo PJM a $345/MW-día, un incremento del 24% desde $279/MW-día.
• La demanda máxima del sistema cayó un 7% interanual, de 161 GW en junio de 2025 a 150 GW en junio de 2026. La hora pico vespertina bajó a $121/MWh.
• La regulación en tiempo real se disparó a un promedio diario de $1,185/MW-día el 11 de junio, más de tres veces el máximo diario de junio de 2025. Las reservas se mantuvieron bajas en el mismo periodo.
• La generación a carbón cayó un 15% interanual a 16 GW, mientras que la solar subió un 25% a 4.8 GW y la eólica aumentó un 23% a 3 GW.
• Los diferenciales se concentraron en el Atlántico medio. Baltimore (BGE) lideró en tiempo real con $1,026/MW-día, seguido de Washington DC (PEPCO) y Virginia (DOM).

Los diferenciales en tiempo real bajaron 9% mientras los de día anterior se ampliaron

Los diferenciales TB4 en tiempo real promediaron $473/MW-día en junio, una caída del 9% desde $517 un año antes.

Los diferenciales de día anterior se movieron en sentido opuesto. Los diferenciales de cuatro horas de día anterior subieron a $345/MW-día, un 24% más que los $279 (el cálculo de día anterior es reconstruido y no directo; ver la nota de datos).

Las tres zonas del Atlántico medio lideraron ampliamente en PJM. Baltimore (BGE) encabezó el ranking de diferenciales TB4 en tiempo real con $1,026/MW-día, seguido por Washington DC (PEPCO) con $939/MW-día y Virginia (DOM) con $859/MW-día.

El resto del área se ubicó mucho más abajo. Allegheny (APS) promedió $516/MW-día y Dayton (DAY) $423/MW-día, mientras que Pennsylvania (PPL), Philadelphia (PECO) y el centro de Nueva Jersey (JCPL) se agruparon entre $290 y $330/MW-día.

Las restricciones persistentes de transmisión entre los centros de consumo del este y la generación del oeste amplían la separación de precios cuando el sistema se ajusta.

Se retiró carbón, creció la solar y el piso diario se fortaleció en PJM

La mezcla de generación fue bastante variada en comparación con junio de 2025, incluso cuando PJM enfrenta una escasez de capacidad. La generación a carbón cayó un 15% interanual a un promedio de 16 GW, mientras que la solar subió un 25% a 4.8 GW y la eólica aumentó un 23% a 3 GW.

El gas siguió siendo el combustible dominante con un promedio de 45 GW, un 3% menos interanual. El almacenamiento de PJM se descargó durante la rampa vespertina, alcanzando un pico cercano a 163 MW a las 7 PM.

Dos olas de calor impulsaron la volatilidad del mes en PJM

Dos eventos de calor provocaron la volatilidad en un mes por lo demás tranquilo. El primero fue una ola de calor en la Costa Este a mediados de junio, durante los días 10 y 11. Los precios en tiempo real alcanzaron un máximo de $719/MWh el 11 de junio a las 5 PM, muy por encima de la mediana horaria de $31/MWh, con una demanda de 145 GW a las 5 PM.

A diferencia de un pico de una sola hora, el 11 de junio se mantuvo por encima de $200/MWh durante ocho horas consecutivas, de mediodía a 8 PM. Esto representa un día de calor sostenido más que una sola rampa vespertina y estrés generalizado en el sistema.

La segunda ola de calor cerró el mes. Un domo de calor ampliamente reportado se instaló sobre el centro y este de EE. UU., llevando la demanda de PJM a su pico de junio: 144 GW el 29 de junio y 150 GW el 30 de junio. Ese valor de 150 GW se alineó con el pico del verano 2024 de PJM (151 GW), aunque por debajo del récord histórico de 166 GW de 2006.

La regulación se disparó los días 10 y 11 de junio

La regulación en tiempo real, un producto de balanceo segundo a segundo distinto de las reservas, se disparó durante dos días. Los promedios diarios alcanzaron $1,066/MW-día el 10 de junio y $1,185/MW-día el 11 de junio, frente a un promedio mensual de $55/MW-día para todo PJM en junio de 2025.

Parte de ese aumento es estructural, no climático. El rediseño del mercado de regulación de PJM entró en vigor el 1 de octubre de 2025, fusionando las señales RegA y RegD en un solo producto y eliminando la prima de kilometraje de RegD. Desde entonces, los precios de cierre han sido más altos en todo el mercado, por lo que el rediseño elevó la base de junio 2026, mientras que la ola de calor de mediados de junio impulsó el pico de dos días.

El 11 de junio por sí solo triplicó (3,1 veces) el día más alto de junio de 2025 de $379, registrado el 24 de junio. Fue un evento sostenido: más de 100 intervalos de cinco minutos superaron los $500/MW-día el 11 de junio.

Perspectivas para el verano 2026 en PJM

Los diferenciales en tiempo real bajaron un 9%, la demanda cayó un 7% y el precio máximo en tiempo real descendió un 61% interanual en PJM. Los diferenciales de día anterior se ampliaron un 24% a medida que el mercado consolidó una curva diaria más firme.

Para una batería de 100 MW y cuatro horas, el diferencial en tiempo real de $473/MW-día equivale a $14/kW-mes, antes de considerar eficiencia de ciclo y pérdidas. La regulación, que se liquida en todo PJM, podría haber igualado ese valor en los días de picos. El cierre del 11 de junio de $1,185/MW-día fue 2,5 veces el promedio de diferenciales energéticos del mes, por lo que una batería que ofreciera regulación habría obtenido gran parte de sus ingresos de junio en uno o dos días.

El domo de calor de finales de junio llevó la demanda a su máximo mensual el 30 de junio, pero el precio más alto ese día fue de solo $252/MWh. Para la mayor parte de PJM, junio fue tranquilo, con el Atlántico medio aún concentrando los diferenciales.