El 14 de julio de 2026, PJM publicó los resultados de su subasta de capacidad para el periodo de entrega del 1 de junio de 2028 al 31 de mayo de 2029.

Los precios se fijaron en el máximo legislado por tercer año consecutivo, manteniéndose en $325/MW-día. Los requisitos de confiabilidad siguen superando la generación disponible.

El precio de cierre representa una caída del 2,5% respecto a la subasta anterior de $333/MW-día, pero este descenso moderado se debe únicamente a una reducción del tope y no a una mejora en las condiciones del sistema.

Para las baterías, los ingresos por capacidad por MW-día se mantuvieron estables. Un sistema de cuatro horas obtiene aproximadamente lo mismo que en la subasta anterior, conservando el aumento del 17,5% logrado para 2027/28.

Sin el tope, la subasta 2028/29 habría cerrado en $555/MW-día

PJM establece su precio de cierre donde la oferta presentada satisface una curva de demanda predeterminada. Cuando la oferta no alcanza el objetivo de confiabilidad, el precio sube por la curva hasta alcanzar un tope regulado.

Por tercer año consecutivo, el precio de cierre alcanzó ese tope. Las cuatro zonas de carga se fijaron en el mismo valor de $325/MW-día, sin separación geográfica.

Sin el tope, la situación cambia. Una simulación de PJM muestra que la subasta habría cerrado en $555/MW-día, un 71% más alto. Solo ComEd se habría separado a $777/MW-día. Ese mercado sin tope habría costado $29.700 millones, frente a los $16.400 millones que realmente pagarán los compradores.

El precio sin tope fue un 18% superior al tope en 2026/27, luego un 59% en 2027/28 y ahora un 71%. La intervención administrativa se amplía, no se reduce.

La capacidad adjudicada quedó 6,8 GW por debajo del requisito de confiabilidad

PJM necesitaba 156 GW de capacidad no forzada para cumplir con su estándar de confiabilidad de un día en diez años. Se adjudicaron 149 GW, 138 GW mediante la subasta base y 11 GW a través de adquisiciones regionales adicionales. El déficit de 6,8 GW es mayor que el de 6,5 GW de la subasta anterior.

La brecha en la reserva también refleja la escasez del sistema. La capacidad instalada total cubrió un 14,7% por encima de la carga máxima, frente a un objetivo del 20%. Es la segunda subasta consecutiva en quedar más de un punto porcentual por debajo del objetivo.

La demanda está impulsando la brecha. El pronóstico de carga máxima de PJM aumentó unos 2.000 MW respecto a la subasta anterior, impulsado por el crecimiento continuo de centros de datos. La nueva generación y las ampliaciones sumaron solo 525 MW de UCAP. La nueva oferta apenas avanza mientras la demanda sigue creciendo.

Cambios en las clasificaciones ELCC y en la mezcla de recursos adjudicados

Cada tecnología obtiene crédito de capacidad según su Capacidad Efectiva de Satisfacción de Carga (ELCC), es decir, el porcentaje de la capacidad nominal que realmente está disponible en el pico de carga. PJM recalifica cada clase en cada subasta, señalando en qué recursos confía para la confiabilidad.

La energía eólica fue la más afectada. La terrestre bajó del 41% al 34%, la marina del 67% al 60%. Las calificaciones térmicas subieron en gas y carbón. El almacenamiento de cuatro horas aumentó ligeramente del 58% al 59%.

La mezcla adjudicada también cambió, aunque no solo por las calificaciones. El carbón cayó 2,9 GW hasta el 18% de la flota, principalmente por desactivaciones planificadas. El gas natural adjudicó 5,6 GW más de UCAP y ahora representa el 46%, impulsado por una mayor acreditación, unidades que cambiaron a gas y unidades previamente exceptuadas que regresaron al mercado.

La participación de baterías sigue creciendo, pero los retornos se estabilizan

Las baterías registraron otro gran aumento en participación. Ofrecieron 205 MW de UCAP para 2027/28 y 478 MW para 2028/29, un incremento del 133%. Suponiendo sistemas de cuatro horas, eso equivale a unos 810 MW de capacidad nominal, frente a unos 350 MW previamente.

Los ingresos de las baterías mantuvieron las ganancias de la subasta anterior. Una batería hipotética de cuatro horas que cierre en esta subasta obtendría unos $192/MW-día ($69.989/MW-año) al precio de cierre de $325/MW-día.

El mismo activo ganó $193/MW-día ($70.591/MW-año) para 2027/28, una diferencia de menos del 1%. Tras el aumento del 17,5% en esa subasta, los pagos por capacidad para almacenamiento se han estabilizado en un nuevo nivel más alto, con la mejora en ELCC compensando el tope más bajo.

Qué está haciendo PJM ante la escasez

Tres subastas consecutivas en el tope han llevado a PJM y a los responsables políticos a buscar nuevas herramientas. Las soluciones a corto plazo son paliativas: subastas de respaldo de emergencia, reglas de recorte para grandes nuevas cargas, incentivos para generación propia y procesos acelerados de interconexión.

La pregunta a largo plazo es si el mercado de capacidad sobrevivirá en su forma actual. PJM ha propuesto tres rediseños estructurales, desde coberturas obligatorias a largo plazo hasta reducir el mercado a un respaldo mientras los precios de escasez en el mercado de energía asumen un papel más relevante.

Las baterías se benefician de ambas opciones. Las reglas de entrada rápida favorecen al almacenamiento ahora, y un cambio hacia la volatilidad del mercado de energía lo beneficiaría en el futuro.

PJM necesita más capacidad de la que el mercado está entregando. Hasta que la oferta alcance la demanda, los precios seguirán presionando el tope, y el almacenamiento está bien posicionado para captar una parte creciente de la respuesta.