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.

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Los precios se fijaron en el máximo legal por tercera subasta consecutiva, 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 un tope reducido 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 gana aproximadamente lo mismo que en la última subasta, 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 se encuentra con una curva de demanda predeterminada. Cuando la oferta no alcanza el objetivo de confiabilidad, el precio sube por la curva hasta llegar a un tope regulado.

Por tercera subasta consecutiva, el precio de cierre alcanzó ese tope. Las cuatro zonas de carga cerraron al mismo precio de $325/MW-día, sin separación geográfica.

Sin el tope, el panorama cambia. La propia 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% superior en 2027/28, y ahora un 71% más. La intervención administrativa se está ampliando, no reduciendo.

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

PJM necesitaba 156 GW de capacidad no forzada para cumplir su estándar de confiabilidad de uno 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 déficit de 6,5 GW de la subasta anterior.

La brecha en el margen de 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%. Esta es la segunda subasta consecutiva que queda más de un punto porcentual por debajo.

La demanda está impulsando la brecha. La previsión de carga máxima de PJM aumentó unos 2.000 MW respecto a la subasta anterior, liderada por el crecimiento continuo de los centros de datos. La nueva generación y los aumentos de capacidad solo sumaron 525 MW de UCAP. La nueva oferta apenas crece mientras la demanda sigue subiendo.

Cambiaron las clasificaciones ELCC, así como la mezcla de recursos adjudicados

Cada tecnología obtiene crédito de capacidad a través de su Capacidad Efectiva para Satisfacer la Carga (ELCC), la proporción de capacidad nominal que realmente está disponible en el pico de demanda. PJM vuelve a calificar cada clase en cada subasta, indicando en qué recursos confía para la confiabilidad.

La eólica sufrió el mayor recorte. 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 subió 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 salto en participación. Ofrecieron 205 MW de UCAP para 2027/28 y 478 MW para 2028/29, un aumento del 133%. Suponiendo sistemas de cuatro horas, eso equivale a unos 810 MW de capacidad nominal, frente a unos 350 MW.

Los ingresos por baterías mantuvieron las ganancias de la subasta anterior. Una batería hipotética de cuatro horas que cierre en esta subasta ganaría 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 salto 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 impulsado 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 reducción para grandes nuevas cargas, incentivos para autogeneración y procedimientos 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, permitiendo que los precios de escasez en el mercado de energía tengan un papel más relevante.

Las baterías se benefician en ambos escenarios. Las reglas de acceso rápido al mercado favorecen el almacenamiento ahora, y un cambio hacia la volatilidad en el mercado de energía lo recompensaría 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 cada vez mayor de la respuesta.