​Una batería de 1 MW y 4 horas obtuvo un ingreso modelado de $73/kW-mes en PJM en mayo de 2026. La regulación aportó $56/kW-mes, el arbitraje de energía en tiempo real $12/kW-mes y la capacidad $5/kW-mes.

Los spreads TB4 en tiempo real promediaron $389/MW-día durante mayo, un 106% por encima de mayo de 2025. Una ola de calor récord del 18 al 20 de mayo elevó ese promedio: los spreads diarios en esos tres días fueron más de tres veces el promedio del resto del mes. El salto se debió a unos pocos días extremos, no a un mes generalmente más caluroso.

Puntos clave

• Una batería de 1 MW y 4 horas obtuvo un ingreso modelado de $73/kW-mes. La regulación sigue siendo el ancla de la pila con $56/kW-mes, según el proxy del Q1 de Modo Energy hasta que se publiquen los datos del Q2 a finales de julio.
• Los spreads TB4 en tiempo real promediaron $389/MW-día, un aumento del 106% interanual. Esto fue impulsado por el clima: unos pocos días extremos elevaron la media.
• Los spreads más altos se registraron en el este de PJM, coincidiendo con las temperaturas más altas de la región. Virginia (DOM) lideró con $898/MW-día, un 118% más, seguida de Baltimore (BGE) y Washington DC (PEPCO). Las zonas occidentales como ComEd también subieron, pero mucho menos: ComEd alcanzó $281/MW-día, menos de un tercio del spread de Virginia.
• Los precios en tiempo real alcanzaron $2,152/MWh el 18 de mayo, mientras que el mercado Día-Anticipado solo llegó a $54/MWh. Mayo de 2026 registró 21 horas por encima de $200/MWh, frente a solo 2 en mayo de 2025.
• La generación solar creció un 35% interanual, profundizando los valles al mediodía. El mes tuvo 137 horas por debajo de $20/MWh, ampliando el rango diario desde el mínimo.

Una ola de calor récord en mayo, no un cambio estructural, impulsó el spread

Los spreads TB4 en tiempo real promediaron $389/MW-día en mayo, frente a $368/MW-día en abril y un 106% por encima de los $189/MW-día de mayo de 2025. Los spreads Día-Anticipado fueron de $234/MW-día, un 78% más que el mayo pasado.

La causa fue una ola de calor intensa y temprana en la temporada. Filadelfia alcanzó 98°F el 19 de mayo, su día de mayo más caluroso registrado, superando el récord de 96°F de 1962. Washington y Baltimore llegaron ambos a 97°F. Tres días consecutivos batieron récords de temperatura, del 18 al 20 de mayo.

El evento de escasez más grande del mes ocurrió el 18 de mayo. Alrededor de las 11:40 a.m., los precios en tiempo real se dispararon a $2,152/MWh mientras que los precios Día-Anticipado para la misma hora solo alcanzaron $54/MWh. El máximo mensual Día-Anticipado fue de $400/MWh, fijado el 19 de mayo.

El calor fue un fenómeno del este, no de todo el sistema. Chicago, en el oeste de PJM, alcanzó un máximo de 87°F el 17 de mayo y bajó a 59°F el 20 de mayo. Estas fueron condiciones más suaves que en el Atlántico Medio.

Un segundo pico en tiempo real ocurrió al final del mes. El TB4 diario alcanzó $1,061/MW-día el 26 de mayo y $868/MW-día el 27 de mayo, casi igualando los días de calor. Este no fue causado por calor: las temperaturas rondaban los 80°F bajos y una subida matutina tormentosa llevó el precio en tiempo real cerca de $828/MWh el 27 de mayo.

Durante el mes, los precios vespertinos fueron aproximadamente un 63% más altos que en mayo de 2025, con las horas de 7 a 8 p.m. llegando a $91/MWh frente a $56 el año anterior.

El Atlántico Medio lideró porque ahí fue donde estuvo el calor

Todas las zonas de PJM vieron aumentar el TB4 en tiempo real interanualmente, pero el Atlántico Medio avanzó más.

Virginia (DOM) lideró con $898/MW-día, un 118% más. Baltimore (BGE) siguió con $643/MW-día, un 124% más, y Washington DC (PEPCO) con $624/MW-día, un 89% más.

Las restricciones persistentes de transmisión entre los centros de carga del este y la generación del oeste amplían la separación de precios durante la escasez. El calor cargó esas restricciones precisamente donde más afectan. Las zonas occidentales como ComEd también subieron, pero mucho menos.

Mayor penetración solar y menores exportaciones netas remodelaron la pila de generación

La demanda horaria media alcanzó 85,6 GW, un 5,5% más que los 81,1 GW de mayo de 2025, impulsada en parte por el calor.

La mezcla de generación cubrió la demanda de manera diferente respecto al año anterior. La generación solar creció un 35%, con una producción horaria media que pasó de 3,2 a 4,4 GW. El gas bajó alrededor de un 5%, la nuclear subió un 3% y la eólica se mantuvo estable.

Las exportaciones netas disminuyeron un 72%. PJM promedió solo 1,1 GW de exportaciones netas en mayo, frente a 3,9 GW un año antes, ya que la región dependió de importaciones para cubrir la mayor demanda.

El aumento de la generación solar al mediodía profundiza los valles diurnos. El mes tuvo 137 horas por debajo de $20/MWh, frente a 122 el año anterior, y 21 horas por encima de $200, frente a solo 2. Valles más baratos amplían el rango diario desde abajo, mientras que el calor lo estira desde arriba.

La regulación sigue anclando la pila de ingresos

Seis meses después de la reforma de octubre de 2025, la regulación sigue elevada. Mayo se liquidó a $97/MWh, por debajo de los $104/MWh de abril, pero 3,4 veces los $29/MWh de mayo de 2025.

Las reservas sincronizadas y primarias se mantuvieron bajas, sin verse afectadas por la reforma.

El perfil de 5 minutos muestra el mismo aumento a lo largo del día, con una base más alta entre las horas de rampa que aporta tanto como los propios picos de rampa.

Las zonas del Atlántico Medio siguen capturando los spreads más altos en el pipeline

Filtrando los proyectos BESS planificados mediante los spreads TB actuales, el dominio del Atlántico Medio continúa en la cartera de desarrollo. Las baterías planeadas en PEPCO y BGE obtendrían los spreads TB4 acumulados más altos en PJM.

Tanto las baterías en operación como las planificadas en el corredor capturarían aproximadamente el doble de los spreads de los proyectos más al oeste bajo los precios actuales.

¿Qué nos dice mayo?

La volatilidad de mayo fue impulsada por el clima. Unos pocos días extremos, encabezados por la ola de calor récord del 18 al 20 de mayo. Esto, a su vez, provocó un salto interanual del 106% en los spreads en tiempo real, mientras que las temperaturas medias mensuales se mantuvieron prácticamente estables.

El ingreso estructural sigue siendo la regulación, manteniéndose en su nivel posterior al rediseño seis meses después. El arbitraje de energía suma a la pila cuando el clima es extremo, reflejando el potencial de PJM para las unidades BESS disponibles en el mercado RT durante eventos de escasez.