​El almacenamiento a escala de red está en sus inicios en PJM, pero los gobiernos estatales están impulsando su desarrollo. Tres estados (Nueva Jersey, Maryland e Illinois) llevan a cabo programas de adquisición competitiva. Además, Virginia exige almacenamiento a escala de red a través de sus empresas de servicios públicos.

En otros lugares, el apoyo es escaso: Michigan aplica mandatos solo a las empresas de servicios públicos fuera del área de PJM, Pensilvania y Delaware aún están formando sus programas, y los estados restantes no tienen políticas ni mandatos.

Puntos clave

• Tres estados en PJM respaldan activamente el almacenamiento mediante programas competitivos: Nueva Jersey apunta a 2 GW para 2030, Maryland a 3 GW para 2034 e Illinois busca 3 GW para 2030.
• A nivel de transmisión, los volúmenes objetivo son 1 GW en Nueva Jersey y de 1,6 a 2,85 GW en Maryland, mientras que el objetivo de 3 GW de Illinois es todo a escala de servicios públicos, pero solo parcialmente dentro de PJM.
• Los tres estados apoyan las baterías a nivel de transmisión de manera diferente. Nueva Jersey otorga ingresos fijos al propietario del activo, Maryland ofrece una cobertura para los ingresos de capacidad e Illinois cubre toda la pila de ingresos frente a un índice de referencia mediante un Crédito de Almacenamiento Indexado a 20 años.
• Virginia tiene el objetivo de almacenamiento más grande y a más largo plazo de PJM, aproximadamente entre 19 y 21 GW para 2045. Virginia respalda este objetivo con un mandato de adquisición para servicios públicos liderado por Dominion, no mediante un programa estatal.

Comparativa de los tres programas estatales

Nueva Jersey, Maryland e Illinois ejecutan programas de adquisición competitiva. Los tres estarán en pleno ciclo en 2026, con puntos de decisión entre agosto y octubre.

Ofrecen una variedad de mecanismos de apoyo, desde un pago fijo que deja los ingresos de mercado al desarrollador hasta una cobertura que garantiza los ingresos totales a un precio de ejercicio.

Los programas también difieren en el tiempo entre la presentación de ofertas y la toma de decisiones. Maryland tarda unos 7 meses, mientras que Illinois confirma los ganadores en pocos días al adelantar las calificaciones y clasificar las ofertas selladas de manera mecánica.

Nueva Jersey deja el potencial del mercado en manos de los desarrolladores

El Programa de Almacenamiento de Energía del Estado Jardín (GSESP) es la adquisición competitiva más madura en PJM. Lo gestiona la Junta de Servicios Públicos de Nueva Jersey (NJBPU) y las empresas de servicios públicos no pueden participar en la Fase 1, lo que abre la puerta a desarrolladores independientes y entidades públicas.

El programa paga un incentivo fijo en dólares por MW-año, adjudicado de forma competitiva durante un plazo de 15 años. Ese pago se suma a los ingresos mayoristas de energía, capacidad y servicios auxiliares, permitiendo al desarrollador quedarse con todo el potencial de ingresos del mercado. El incentivo depende de la disponibilidad y se reduce si un proyecto opera menos del 90% de las horas al año.

La primera tanda adjudicó 355 MW a tres proyectos en marzo de 2026. La segunda abrió para 645 MW, con ofertas hasta el 7 de agosto de 2026 y una decisión de la Junta prevista para finales de octubre. En conjunto, completan la Fase 1 de 1.000 MW. La Fase 2 apunta a 1.000 MW de proyectos distribuidos para alcanzar el objetivo de 2 GW en 2030.

Maryland cubre el mercado más incierto de PJM

La Ley de Energía de Nueva Generación (NGEA) establece dos licitaciones de 800 MW para almacenamiento conectado a transmisión gestionadas por la Comisión de Servicios Públicos de Maryland (PSC). También fija un mandato para las empresas de servicios públicos de al menos 150 MW de almacenamiento conectado a distribución. Ese total de 1.750 MW se enmarca en un objetivo más amplio de 3 GW para 2034, donde el volumen restante aún no se ha asignado a un segmento.

El mecanismo de Maryland es un Crédito de Capacidad de Almacenamiento de Energía (ESCC) definido por licitación competitiva. Funciona como una cobertura de ingresos de capacidad, trasladando el ingreso volátil de capacidad PJM del desarrollador a los usuarios a cambio de un crédito fijo, mientras que los ingresos por energía y servicios auxiliares permanecen con el desarrollador.

Esto lo convierte en la cobertura más explícita de las tres. Toma la fuente de ingresos más incierta, los pagos de capacidad PJM, y los fija, estabilizando el ingreso más volátil del desarrollador.

La primera ronda recibió cinco solicitudes por un total aproximado de 1.375 MW frente a un objetivo de 800 MW. La PSC debe decidir los adjudicatarios antes del 1 de octubre de 2026. La segunda ronda será en enero de 2027.

Illinois cubre toda la pila de ingresos

La Ley de Red Limpia y Asequible (CRGA), vigente desde junio de 2026, es el programa más nuevo y con mayor duración. La Agencia de Energía de Illinois (IPA) adquirirá 3 GW para 2030 mediante un Crédito de Almacenamiento Indexado (ISC) a 20 años.

El ISC es un contrato por diferencias. El desarrollador ofrece un precio de ejercicio y liquida contra un precio de referencia modelado, que combina un índice de arbitraje de energía más un índice de capacidad. Cuando el índice cae por debajo del precio de ejercicio, la IPA paga la diferencia. Si supera el precio de ejercicio, el desarrollador devuelve el exceso.

Como el índice es de referencia y no ingresos reales, los desarrolladores retienen cualquier ganancia si superan el índice.

La primera adquisición está prevista para el 26 de agosto de 2026, por 1.038 MW. Solo los 588 MW en el área de ComEd están dentro de PJM. Los otros 450 MW se adjudican a proyectos en MISO.

Virginia tiene el mayor objetivo de PJM, pero Dominion construirá la mayor parte

Virginia sostiene el objetivo de almacenamiento más grande de PJM por mucho. La expansión de 2026 de la Ley de Economía Limpia de Virginia (VCEA) elevó el mandato combinado a unos 21 GW para 2045 y añadió el primer requisito de larga duración.

No se trata de una licitación abierta. Las empresas de servicios públicos presentan peticiones a la Comisión Estatal de Corporaciones y entregan la capacidad a través de sus planes integrados de recursos.

Dominion asume 20 GW, aproximadamente el 94% de la obligación total, y Appalachian Power los 1,3 GW restantes. Hasta un 10% puede estar detrás del medidor, por lo que la cifra en el lado de la red ronda los 19 GW.

El apoyo es real, pero indirecto. Las empresas pueden construir la capacidad ellas mismas, adquirirla o contratarla. El coste se transfiere a la base tarifaria de la empresa, no mediante un programa gestionado directamente por el estado.

Más allá de estos cuatro, el apoyo estatal es escaso

Fuera de estos cuatro estados, el apoyo va desde fuera de mercado hasta nulo.

Michigan tiene un objetivo de 2,5 GW, pero DTE y Consumers Energy lo entregarán en MISO, no en PJM.

Pensilvania y Delaware están desarrollando legislación para apoyar el despliegue de BESS. Pensilvania ha propuesto una ley de almacenamiento aún pendiente, y Delaware tiene un estudio de coste-beneficio para 2026 y pequeños proyectos piloto.

En el resto, las baterías dependen de los ingresos del mercado en vez de apoyo estatal.

El éxito de estos cuatro programas probablemente marcará el modelo para que otros estados de PJM actúen en el futuro.