​Una batería de 1 MW y 4 horas podría haber ganado $51/kW-mes en marzo de 2026, combinando ingresos por Regulación ($35/kW-mes), arbitraje de energía en Tiempo Real ($11/kW-mes) y pagos por capacidad ($5/kW-mes). Esto representa una disminución frente a los $56/kW-mes de febrero, cuando los amplios diferenciales TB de invierno impulsaron un mayor valor de arbitraje.

​Los diferenciales RT TB4 promediaron $341/MW-día, un 70% por encima de los $201 de marzo de 2025. Ese promedio estuvo sesgado por algunos días de picos extremos; la mediana fue de $257, aún un 28% superior al año pasado.

Puntos clave

• El potencial total de ingresos BESS cayó a $51/kW-mes desde los $56 de febrero, debido a un menor arbitraje RT al reducirse los diferenciales TB4 de $510 a $341/MW-día.
• Las zonas de Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) y Virginia (DOM) ofrecieron los mayores diferenciales RT TB4. Los diferenciales DA mostraron menos variación zonal.
• La tormenta invernal Iona golpeó la región PJM a mediados de marzo, con ráfagas de viento de 74 mph, seguidas de una ola de frío.
• Las salidas programadas de generación aumentaron de 2 GW a principios de febrero a casi 40 GW a finales de marzo, reduciendo la capacidad disponible durante el periodo de tormenta.
• ​Los precios de Regulación bajaron a $105/MWh desde el máximo de 4 años de $194/MWh en febrero, pero se mantuvieron casi 3 veces por encima de los niveles de marzo de 2025 tras el rediseño del mercado en octubre.

Grandes diferencias zonales, con el corredor del Atlántico Medio ampliando su ventaja

​No todas las baterías tuvieron las mismas oportunidades de ingresos en marzo. Los mayores diferenciales TB4 en Tiempo Real se concentraron en el corredor del Atlántico Medio, desde Virginia hasta Maryland. Baltimore (BGE) lideró con $532/MW-día, seguido por el área de Washington DC (PEPCO) con $487/MW-día y Virginia (DOM) con $428/MW-día. Más al oeste, las zonas de Ohio, Illinois y Pensilvania registraron diferenciales más cercanos a $300-370/MW-día.

Este patrón geográfico es consistente con enero y febrero. Las persistentes restricciones de transmisión entre los centros de consumo del este y la generación del oeste continúan impulsando la separación de precios durante las horas de rampa.

​En comparación, los diferenciales DA TB4 estuvieron menos diferenciados entre zonas y mostraron menos variación interanual. Partes de Nueva Jersey, el este de Pensilvania y Delaware estuvieron prácticamente planas o a la baja en DA, incluso cuando sus diferenciales RT aumentaron significativamente. Las baterías que solo participaron en el mercado Day-Ahead habrían visto mucha menos diferenciación.

A nivel de activos, se mantiene el mismo ranking regional. Tanto las baterías en operación como las planeadas en el corredor del Atlántico Medio capturarían aproximadamente el doble de los diferenciales de las ubicadas en el Medio Oeste.

Los diferenciales TB4 bajaron respecto a febrero pero siguen elevados interanualmente

Los diferenciales RT TB4 promediaron $341/MW-día en marzo, frente a $510 en febrero.

​El promedio estuvo impulsado al alza por tres días con TB4 por encima de $900/MW-día. La mediana fue solo de $257/MW-día frente a $201/MW-día en marzo de 2025, con la mayoría de los días siguiendo una forma horaria similar.

Los picos llaman la atención, pero los valores bajos son igual de relevantes para los diferenciales TB. Marzo de 2026 tuvo 108 horas por debajo de $20/MWh, en comparación con solo 13 en marzo de 2025. Las baterías se benefician de la diferencia entre horas baratas y caras en el mismo día, y marzo de 2026 ofreció brechas más amplias en ambos extremos.

Destacan dos eventos de precios. El 12-13 de marzo, los precios en Tiempo Real se dispararon a $882 y $1,252/MWh mientras que el Day-Ahead solo fue de $91 y $113. Del 17 al 19 de marzo, el patrón se invirtió: el Day-Ahead alcanzó un máximo de $272/MWh mientras que el Tiempo Real fue menor.

Mayor demanda, más salidas y la tormenta Iona impulsaron la volatilidad de marzo

Tres factores se combinaron para mantener la volatilidad en marzo a pesar del cambio estacional.

La demanda fue mayor interanualmente. La carga horaria media alcanzó los 90 GW, frente a los 87 GW de marzo de 2025. PJM registró 101 horas por encima de 100 GW, más del doble que el año pasado. Esto se refleja en el gráfico de mezcla de combustibles, donde las exportaciones netas cayeron a unos 2,5 GW desde aproximadamente 4 GW en 2025.

Por otro lado, la temporada de mantenimiento de primavera ajustó la oferta. Las salidas programadas aumentaron de alrededor de 2 GW a principios de febrero a casi 40 GW a finales de marzo. Las salidas totales alcanzaron un máximo de 57 GW.

Luego llegó la tormenta invernal Iona. El 15 y 16 de marzo, fuertes vientos de hasta 74 mph azotaron el área PJM y más de 500,000 clientes se quedaron sin electricidad. Del 17 al 19 de marzo, una ola de frío ártico trajo temperaturas 20-30 grados por debajo de lo normal para mediados de marzo. Los mercados Day-Ahead anticiparon el frío y lo reflejaron en los precios, alcanzando un máximo de $272/MWh el 18 de marzo. Los precios en Tiempo Real para esas mismas horas resultaron mucho más bajos, ya que el frío cedió antes de lo previsto y la capacidad en mantenimiento volvió a la red.

Los precios de Regulación bajaron pero siguen altos tras el rediseño de octubre

La Regulación se liquidó a $105/MW/h en marzo, por debajo del máximo de 4 años de $194 en febrero. Pero $105 sigue siendo casi 3 veces los $36 de marzo de 2025, reflejando el cambio estructural tras el rediseño del mercado de Regulación de octubre de 2025 en PJM.

Las horas de rampa matutinas y vespertinas siguieron generando picos de precios marcados, aunque menos extremos que los máximos de febrero por encima de $750/MWh. PJM también aumentó el requisito de Regulación fuera de rampa de 525 MW a 750 MW interanualmente.

¿Qué nos deja marzo?

Marzo de 2026 fue un mes de transición. El día típico fue moderadamente más rentable que el año pasado. Los días excepcionales estuvieron marcados por la coincidencia de una tormenta con la temporada de mantenimiento de primavera.

Los ingresos por Regulación siguen estructuralmente elevados. El potencial de arbitraje es real pero se concentra en unos pocos días de alta volatilidad que requieren participación en el mercado de Tiempo Real y una ubicación nodal favorable para capturarlo.