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

Una batería de 1 MW y 4 horas podría haber ganado $35/kW-mes en enero, sumando valor en 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.

Los diferenciales TB1 Day-Ahead alcanzaron $181/MW/día, $112/MW/día más que en diciembre. Los precios de Regulación promediaron $139/MW/h, con precios de 5 minutos que superaron los $1,700/MW/h durante las horas punta vespertinas.

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

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Tras la tormenta, los precios superaron consistentemente los $500/MWh

Enero de 2026 se dividió en dos periodos distintos por la tormenta. Antes de la tormenta, los perfiles de precios seguían 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 7 veces más altos que en las primeras tres semanas del mes.

Este patrón fue diferente al de la ola de frío de diciembre. Los picos de precios de diciembre fueron eventos aislados. Los de enero se sostuvieron por un vórtice polar prolongado.

¿Cómo se tradujo esta volatilidad en oportunidades de arbitraje?

Los diferenciales TB1 Day-Ahead promediaron $181/MW/día en enero. En tiempo real, alcanzaron $141/MW/día.

Estos fueron los diferenciales más altos desde el pico de verano de junio de 2025. Pero la naturaleza de la oportunidad fue distinta.

De forma inusual, los precios Day-Ahead fueron a menudo más volátiles que los de tiempo real. Los operadores de sistema suelen pronosticar de manera conservadora durante el frío extremo, ya que la demanda se vuelve más difícil de predecir a temperaturas muy bajas. Los cierres de escuelas y empresas durante la tormenta probablemente agravaron los errores de pronóstico. El 27 de enero, la carga pronosticada por PJM superó la carga real en 10 GW durante el pico matutino. Estas previsiones agresivas impulsaron los precios Day-Ahead por encima de los de tiempo real, ya que el mercado valoró una escasez que no siempre se materializó.

En 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 diferenciales que aquellas que dependieron solo del tiempo real.

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

Los precios de Regulación fueron especialmente altos y volátiles

La Regulación siguió liquidándose muy por encima de otros servicios auxiliares. El precio promedio mensual de Regulación alcanzó $139/MW/h, frente a $4/MW/h para reservas sincronizadas y primarias.

La brecha entre Regulación y energía también se amplió en enero. La Regulación se liquidó un 108% más alta que el mes anterior y un 137% más alta interanual. Esto continúa una tendencia desde la reforma del mercado de Regulación de octubre, que ha visto a la Regulación mantenerse consistentemente por encima de los precios de la energía.

¿Qué impulsó los precios de Regulación durante las rampas?

Los precios de Regulación a 5 minutos se dispararon durante las rampas matutinas y vespertinas. El precio promedio durante las horas de rampa alcanzó $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 vespertinas. PJM co-optimiza energía y servicios auxiliares, lo que significa que los recursos calificados para Regulación probablemente estaban ocupados generando energía cuando los precios se dispararon durante las rampas de carga. Esto dejó limitada capacidad calificada para Regulación, especialmente porque el servicio sigue estando suscrito por debajo de los niveles previos a octubre.

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

Los precios se dispararon aunque la demanda no fue inédita

La tormenta invernal Fern llevó los precios de PJM a extremos. Pero una demanda comparable a principios de mes y en enero de 2025 se liquidó a una fracción de estos precios.

Con cargas netas alrededor de 100-120 GW, los precios en enero de 2025 se mantuvieron 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 la tormenta alcanzó los 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 al recurrir el sistema a capacidad de punta. El carbón subió a 29 GW, un 16% más que en enero de 2025, aunque la generación total de carbón del mes bajó 9% interanual.

Con unidades de petróleo aportando varios GW de energía, probablemente fijaron el precio marginal en intervalos clave. La generación a petróleo es costosa, generalmente entre $150-200/MWh. Pero ni siquiera el petróleo explica precios 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. El precio spot de Henry Hub subió de $2.57/MMBtu a principios de enero a $30/MMBtu el 23 de enero, ya que las restricciones en los gasoductos y los congelamientos redujeron la oferta.

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

El gas bajó de nuevo a unos $10/MMBtu a fin de mes, pero los precios de la electricidad siguieron elevados. Si bien el gas a $30/MMBtu explica parte del fenómeno, las paradas forzadas explican el resto.

Las paradas forzadas agravaron el alza de costos de combustible

Las paradas forzadas se duplicaron durante la tormenta Fern. Alcanzaron un pico de 19.7 GW el 26 de enero, eliminando una capacidad equivalente al 16% de la carga promedio durante 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 programadas se mantuvieron estables.

Las plantas a gas fueron las más afectadas. Las restricciones en los gasoductos y el congelamiento de equipos forzaron la salida de unidades térmicas justo cuando la demanda de calefacción alcanzó su pico. Es la tercera vez en una década que el frío extremo deja fuera grandes cantidades de generación a gas en PJM.

El alza de los precios del gas elevó los costos marginales. Las paradas forzadas ajustaron la oferta. Juntos, impulsaron 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 los diferenciales de precio resultantes.

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La tormenta Fern generó resultados dispares entre hubs de PJM

La volatilidad de precios no fue uniforme en los nodos de PJM. Las restricciones de transmisión y las paradas locales de generación crearon marcadas diferencias entre hubs.