Los diferenciales TB4 en tiempo real de PJM promediaron 631 $/MW-día en octubre de 2026, un 107% más que el año anterior. Los diferenciales del mercado del día anterior también subieron: un 124%, hasta 494 $/MW-día. Solo los días 13 y 14 de octubre representaron el 41% del diferencial acumulado del mes en tiempo real. Sin esos días, el promedio mensual habría sido de 409 $/MW-día.

El 13 de octubre, un calor inusual para la época elevó la carga a 108 GW, mientras 61 GW de generación estaban fuera de servicio (46 GW de ellos por mantenimiento programado). PJM emitió avisos de capacidad con varios días de antelación y una alerta de generación máxima el día anterior. Ese día, activó la respuesta a la demanda y recurrió a una orden de emergencia del Departamento de Energía.

Un mes antes, PJM también había experimentado una combinación de calor y cortes programados, pero el mercado del día anterior no lo anticipó. Esta vez, PJM sí lo previó: el mercado del día anterior fijó el precio del día 13 en 2.400 $/MW-día y luego sobrevaloró el día 14 en 2.927 $/MW-día, frente a 1.280 $/MW-día en tiempo real.

A pesar de la mayor volatilidad de los precios de la energía, los índices de referencia de baterías virtuales (vBESS) de Modo Energy situaron los ingresos de una batería de 100 MW y 4 horas entre 14 y 18 $/kW-mes en ComEd, Dominion y Penelec. Esto supone entre un 51% y un 54% menos que en octubre de 2025. La caída se debió en gran medida a la regulación de frecuencia: su precio bajó un 44% y sus ingresos pasaron de unos 24 $/kW-mes a menos de 4 $/kW-mes. El aumento de los ingresos por energía en el mercado del día anterior no bastó para compensar la diferencia.

Conclusiones principales

• Las baterías modelizadas en ComEd, Dominion y Penelec obtuvieron 16 $/kW-mes, 18 $/kW-mes y 14 $/kW-mes, respectivamente. Solo por tercera vez desde principios de 2025, la energía del mercado del día anterior fue la mayor fuente de ingresos en las tres combinaciones.
• Los diferenciales TB4 en tiempo real promediaron 631 $/MW-día, un 107% más que el año anterior. Los diferenciales del mercado del día anterior alcanzaron 494 $/MW-día, un 124% más interanual.
• El 13 de octubre, los precios en tiempo real llegaron a 1.640 $/MWh a las 18:00, frente a 886 $/MWh en el mercado del día anterior. Al día siguiente, el mercado del día anterior superó al tiempo real: 1.245 $/MWh frente a 563 $/MWh en la misma hora.
• La regulación se liquidó a 67 $/MWh, un 44% por debajo de octubre de 2025. Ambos meses son posteriores a la reforma del mercado de regulación de PJM de octubre de 2025, por lo que esta es la primera comparación equivalente. También es la primera caída interanual desde la reforma.

Los índices de referencia vBESS indican que una batería podría haber obtenido entre 14 y 18 $/kW-mes

La energía del mercado del día anterior fue la principal fuente de ingresos en todas las combinaciones vBESS: 8,06 $/kW-mes en ComEd, 10,38 $/kW-mes en Dominion y 6,88 $/kW-mes en Penelec. De los 22 meses de datos vBESS desde enero de 2025, la energía del mercado del día anterior lideró las tres combinaciones solo en tres meses: julio, septiembre y octubre de 2026. En ComEd y Penelec, los ingresos por energía del mercado del día anterior fueron un 67% y un 78% superiores a los de octubre de 2025.

Los ingresos por regulación cayeron hasta aproximadamente el 13% de su nivel de octubre de 2025, el mínimo de los 13 meses transcurridos desde la reforma en las tres zonas. Los precios más bajos explican solo una parte de la caída. El precio de la regulación bajó un 44%, mientras que los ingresos cayeron entre un 86% y un 87%, lo que indica que las baterías modelizadas también ofrecieron menos regulación y se orientaron más al arbitraje energético.

El calor y el mantenimiento otoñal impulsaron el pico del 13 de octubre

El 13 de octubre registró un TB4 diario en tiempo real de 4.873 $/MW-día, más de seis veces el máximo diario de octubre de 2025 (779 $/MW-día). Ese único día representó el 32% del diferencial acumulado del mes en tiempo real.

El 13 de octubre, las temperaturas alcanzaron los 81 °F en Filadelfia, 82 °F en Washington D. C. y 89 °F en Cincinnati: entre 12 °F y 20 °F por encima de las máximas medias de octubre de 2025. La carga alcanzó un máximo de 108 GW, 14 GW por encima del pico vespertino mediano del mes, de 94 GW.

Mientras tanto, unos 61 GW de generación estaban fuera de servicio, de los cuales 46 GW correspondían a mantenimiento programado. PJM prohíbe estos cortes programados durante la temporada de máxima demanda de verano, por lo que se concentran en otoño. La carga vespertina y los cortes sumaron entre 169 y 170 GW los días 13 y 14, el nivel más alto del mes.

PJM llevaba días advirtiendo del riesgo. Emitió avisos de capacidad para el 12, 13 y 14 de octubre, y pidió a generadores que volvieran a operar tras los cortes por mantenimiento. El 12 de octubre declaró una alerta de generación máxima para el día 13 y posteriormente la amplió al 14. La alerta advierte que PJM podría necesitar generación de emergencia y respuesta a la demanda para cubrir la carga, y consulta a los generadores cuánto tardarían en volver a poner en servicio las unidades en mantenimiento programado. Después, PJM activó la respuesta a la demanda ambos días.

La situación se tensó al anochecer del 13 de octubre. La generación solar cayó de 10,7 GW a las 16:00 a casi cero a las 19:00, mientras la carga se mantuvo cerca de los 107 GW. Los precios en tiempo real alcanzaron un máximo de 1.640 $/MWh en la hora de las 18:00.

Las reservas nunca bajaron del nivel requerido. Aun así, las reservas sincronizadas se liquidaron entre 300 y 1.150 $/MWh desde las 17:55 hasta las 19:50, a medida que se estrechaba el margen.

El mercado del día anterior anticipó el 13 de octubre, a diferencia del 16 de septiembre

El 16 de septiembre, PJM también se enfrentó a temperaturas cálidas mientras había generadores en mantenimiento programado, pero el mercado del día anterior no lo anticipó. Esta vez, el mercado se preparó.

Los precios del mercado del día anterior alcanzaron máximos de 886 $/MWh el día 13 y 1.245 $/MWh el día 14. El 16 de septiembre, su máximo fue de apenas 353 $/MWh.