La tormenta invernal Fern marcó los ingresos de baterías en enero de 2026. El vórtice polar a finales de mes provocó paradas forzadas, picos de precios y la mayor diferencia de arbitraje Day-Ahead en los últimos 12 meses.

Una batería de 1 MW y 4 horas podría haber obtenido 35 $/kW-mes en enero, apilando valor entre el arbitraje en tiempo real (13 $/kW-mes), regulación (17 $/kW-mes) y mercados de capacidad (5 $/kW-mes). Esto se compara con 28 $/kW-mes para la misma batería proxy en diciembre de 2025.

Las diferencias TB1 Day-Ahead alcanzaron los 181 $/MW/día, un aumento de 112 $/MW/día respecto a diciembre. Los precios de regulación promediaron 139 $/MW/h, con picos de precios de 5 minutos por encima de 1.700 $/MW/h durante las horas de rampa nocturna.

La tormenta expuso vulnerabilidades ya conocidas. Las restricciones en los gasoductos llevaron los precios spot del gas a 30 $/MMBtu. Las plantas a gas enfrentaron escasez de combustible y equipos congelados, duplicando las paradas forzadas. Con menos capacidad disponible, las unidades de petróleo y las de punta fijaron los precios. La combinación de picos en los costos del combustible y las paradas de generación llevó los precios de la electricidad a niveles extremos.

Para más información sobre diciembre de 2025, lea el informe del mes pasado aquí.

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Los precios posteriores a la tormenta alcanzaron consistentemente los 500 $/MWh

Enero de 2026 se dividió en dos periodos distintos por la tormenta. Antes de la tormenta, los perfiles de precios siguieron de cerca a enero de 2025. Después de la tormenta, los precios en tiempo real superaron regularmente los 500 $/MWh.

La volatilidad se concentró en la última semana. Del 23 al 31 de enero, los precios diarios promedio en tiempo real fueron siete veces mayores que en las primeras tres semanas del mes.

Este patrón fue diferente al frente frío de diciembre. Los picos de precios en diciembre fueron eventos aislados. En enero, se mantuvieron debido a un vórtice polar prolongado.

¿Cómo se tradujo esta volatilidad en oportunidades de arbitraje?

Las diferencias TB1 Day-Ahead promediaron 181 $/MW/día en enero. Las diferencias en tiempo real alcanzaron los 141 $/MW/día.

Estas fueron las mayores diferencias desde el pico de verano de junio de 2025. Pero la naturaleza de la oportunidad fue diferente.

De forma inusual, los precios Day-Ahead fueron a menudo más volátiles que los de tiempo real. Los operadores tienden a pronosticar de forma conservadora durante el frío, ya que la demanda es más difícil de prever con temperaturas extremadamente bajas. Los cierres de escuelas y negocios durante la tormenta probablemente agravaron los errores de pronóstico. El 27 de enero, la carga prevista por PJM superó la carga real en 10 GW durante el pico matutino. Estos pronósticos agresivos impulsaron los precios Day-Ahead por encima de los de tiempo real, ya que el mercado reflejó una escasez que no siempre se materializó.

Durante varios días, del 26 al 29 de enero, los precios Day-Ahead superaron a los de tiempo real. Las baterías que participaron en el mercado Day-Ahead habrían capturado mayores diferencias que aquellas que sólo dependieron del tiempo real.

Esto es lo opuesto al patrón típico. En la mayoría de los meses, la volatilidad en tiempo real supera a la de Day-Ahead. Enero de 2026 recompensó a las baterías que participaron en el mercado Day-Ahead.

Los precios de regulación fueron especialmente altos y volátiles

La regulación siguió liquidándose mucho más alto que otros servicios auxiliares. El precio promedio mensual de regulación alcanzó los 139 $/MW/h, frente a 4 $/MW/h para reservas sincronizadas y primarias.

La diferencia entre regulación y energía también se amplió en enero. La regulación se liquidó un 108% más alto que el mes anterior y un 137% más alto interanual. Esto continúa la tendencia desde la reforma del mercado de regulación de octubre, que ha visto a la regulación liquidarse sistemáticamente por encima de los precios de la energía.

¿Qué impulsó los precios de regulación durante las horas de rampa?

Los precios de regulación de 5 minutos se dispararon durante las rampas matutinas y nocturnas. El precio promedio durante las horas de rampa fue de 167 $/MW/h en enero de 2026, frente a 64 $/MW/h en enero de 2025.

Los precios de 5 minutos más altos superaron los 1.700 $/MW/h durante las rampas nocturnas. PJM co-optimiza energía y servicios auxiliares, lo que significa que los recursos calificados para regulación probablemente estaban ocupados suministrando energía cuando los precios subían durante las rampas de carga. Esto dejó poca capacidad calificada para regulación, especialmente porque el servicio sigue estando menos suscrito que antes de octubre.

Las baterías calificadas para regulación capturaron retornos extraordinarios durante estas ventanas. La combinación de precios promedio elevados y picos intradía extremos hizo de enero de 2026 uno de los meses más fuertes para la regulación en los registros.

Los precios se dispararon aunque la demanda no fue inédita

La tormenta invernal Fern llevó los precios de PJM a extremos. Pero demandas comparables a principios de mes y en enero de 2025 se liquidaron a una fracción de estos precios.

Con cargas netas de alrededor de 100-120 GW, los precios de enero de 2025 se agruparon por debajo de 100 $/MWh. El periodo previo a la tormenta en enero de 2026 mostró un patrón similar.

El periodo posterior a la tormenta fue diferente. El mismo rango de carga neta produjo precios entre 200 $/MWh y 700 $/MWh.

La carga promedio durante el periodo de la tormenta alcanzó 120 GW. Esto fue elevado, pero no récord. La respuesta de precios fue desproporcionada respecto a la señal de demanda.

La mezcla de generación solo explica parcialmente los picos de precios

La mezcla de generación no fue fuera de lo común. Las fuentes de energía durante la tormenta se alinearon con periodos históricos de alta demanda.

La generación a gas promedió 53 GW durante la tormenta, un 18% más que en enero de 2025. La generación a petróleo se cuadruplicó a 3,4 GW cuando el sistema recurrió a capacidad de punta. El carbón subió a 29 GW, un 16% más que enero de 2025, aunque la generación total de carbón en el mes bajó un 9% interanual.

Con las unidades de petróleo suministrando varios GW de energía, es probable que fijaran el precio marginal en intervalos clave. La generación a petróleo es cara, normalmente entre 150-200 $/MWh. Pero ni siquiera el petróleo explica precios de energía de 800 $/MWh.

Los precios del combustible y las paradas forzadas impulsaron la dislocación de precios

Los precios del gas se dispararon junto con la tormenta. Los precios spot de Henry Hub subieron de 2,57 $/MMBtu a principios de enero a 30 $/MMBtu el 23 de enero, ya que las restricciones en los gasoductos y congelamientos limitaron la oferta.

A 30 $/MMBtu y tasas térmicas típicas, los costos de generación a gas suben a 200-300 $/MWh. Eso solo acerca los costos marginales a los 700-800 $/MWh observados durante la tormenta.

Los precios del gas volvieron a caer a unos 10 $/MMBtu al final del mes, pero los precios de la electricidad se mantuvieron elevados. Aunque el gas a 30 $/MMBtu explica parte de la historia, las paradas forzadas explican el resto.

Las paradas forzadas agravaron el pico de costos de combustible

Las paradas forzadas se duplicaron durante la tormenta Fern. Alcanzaron un máximo de 19,7 GW el 26 de enero, eliminando capacidad equivalente al 16% de la carga promedio de la tormenta.

Del 1 al 20 de enero, las paradas forzadas promediaron 7,7 GW. A partir del 21 de enero, promediaron 15,7 GW. Las paradas planificadas se mantuvieron estables durante todo el mes.

Las plantas de gas fueron las más afectadas. Las restricciones en los gasoductos y el congelamiento de equipos obligaron a las unidades térmicas a salir de línea justo cuando la demanda de calefacción alcanzaba su punto máximo. Es la tercera vez en una década que el frío extremo saca de servicio grandes cantidades de generación a gas en PJM.

El aumento de los precios del gas elevó los costos marginales. Las paradas forzadas ajustaron la oferta. Juntos, llevaron los precios a 700-800 $/MWh.

Las baterías estuvieron aisladas de ambas dinámicas. No enfrentaron restricciones de combustible ni paradas por congelamiento. Mientras los generadores térmicos luchaban por mantenerse en línea, las baterías capturaron las diferencias de precios resultantes.

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La tormenta invernal Fern generó resultados dispares entre los hubs de PJM

La volatilidad de precios no fue uniforme entre los nodos de PJM. Restricciones de transmisión y paradas locales de generación crearon grandes diferencias entre hubs.