Las baterías en SPP Sur tuvieron el potencial de generar $9.96/kW-mes en junio de 2026, lo que equivale aproximadamente a $119/kW-año anualizado.

Esto representa una disminución respecto a los $12.20/kW-mes de mayo de 2026.

Una batería operando con previsión perfecta en el South Hub obtuvo el 78.6% de sus ingresos de Regulación. El servicio de Regulation Up en el mercado del día anterior se liquidó a $12.35/MW, siendo el servicio auxiliar de mayor precio del RTO.

RTO West sigue mostrando el mayor potencial de ingresos, superando tanto al Sur como al Norte. Esa ventaja proviene casi en su totalidad de los Servicios Auxiliares, donde el West tuvo precios más altos tanto en Regulation Down como en Spinning Reserves.

Pero esa oportunidad es limitada. SPP West es un mercado pequeño con baja generación y demanda. Los precios más altos reflejan un mercado incipiente y poco competido, más que un gran potencial de ingresos. La mayoría de las baterías en operación en SPP hoy están en el Sur.

El resto de este análisis explica qué factores impulsaron la oportunidad de ingresos para el almacenamiento con baterías en SPP en junio de 2026.

Para conocer los diferenciales de precios al inicio de RTO West, consulta el informe de benchmarks de SPP de mayo de 2026.

La regulación aportó el 80% de los ingresos simulados en junio de 2026

Los Servicios Auxiliares representaron el 80% de los ingresos modelados en junio, siendo la Regulación el 78% del total.

El precio promedio de Regulation Up en el mercado del día anterior fue de $12.35/MW en junio, un aumento del 1.8% interanual, siendo el producto de mayor precio en la pila. Este servicio permite al operador del sistema compensar déficits en la dominante producción eólica. Los altos pagos reflejan la flexibilidad de gas, carbón e hidroeléctrica para corregir desequilibrios a corto plazo.

El precio de Spinning Reserve en el mercado del día anterior cayó un 22% a $3.8/MW, y Ramp Up bajó un 38.9%.

Lee nuestra guía sobre los Servicios Auxiliares de SPP para saber más sobre cómo participan las baterías en cada mercado.

Los diferenciales TB4 en el mercado del día anterior en SPP Sur bajaron a $4.7/kW

Los diferenciales de precios TB4 en el mercado del día anterior miden el valor de ciclar una batería entre las cuatro horas de mayor y menor precio en un día.

Durante junio, una batería de cuatro horas realizando un ciclo diario con previsión perfecta obtuvo $4.75/kW-mes en SPP Sur, una caída del 11.2% interanual. SPP Norte totalizó $4.42/kW-mes, bajando un 1.8%, mientras que SPP West registró $3.66/kW-mes.

Los TB4 en tiempo real sumaron $7.34/kW-mes en el Sur, $6.47/kW-mes en el Norte y $9.19/kW-mes en el nuevo RTO West.

Para las baterías, las fluctuaciones de precios en tiempo real ofrecen la mayor oportunidad de arbitraje. Sin embargo, estos diferenciales son producto de déficits intermitentes en la dominante generación eólica del RTO. Los precios se disparan durante intervalos cortos de cinco minutos.

Los operadores que aprovechan estas oportunidades deben pronosticar y programar bien las cargas y descargas, a diferencia de las redes dominadas por la solar, donde los valles y picos diarios están mejor definidos.

Unos pocos días impulsaron el promedio mensual. El 17 de junio se ubicó en el decil superior tanto en SPP Sur como en SPP West. El diferencial TB4 diario alcanzó $307/MW en el Sur y $216/MW en el West. El mejor día de SPP Norte fue el 30 de junio. Con $370/MW, fue el diferencial TB4 diario más amplio del mes en cualquier hub.

El aumento de la energía eólica redujo la carga neta un 6% interanual

La generación eólica promedió 14.3 GW, un aumento del 19% interanual. El carbón cayó un 7%, mientras que el gas se mantuvo prácticamente estable y la solar subió un 125% desde una base pequeña.

Mientras la demanda sigue creciendo, la eólica ha crecido aún más rápido. La carga promedio de SPP subió un 3.5% interanual a 36.8 GW y la carga máxima alcanzó 51.4 GW. Pero la carga neta cayó un 6.1% a 21.8 GW. El aumento de energía eólica absorbió más que el crecimiento de la demanda anual.

El exceso de energía eólica absorbió el crecimiento de la demanda e incluso más, lo que resultó en un menor despacho de generadores térmicos que el año anterior, lo que disminuyó los precios máximos.

El 17 de junio ofreció los mayores diferenciales de precios tanto en el Sur como en el West. Se combinó un valle profundo de carga neta, impulsado por la eólica, con un fuerte repunte vespertino. El mayor aumento horario de carga neta del mes fue de 4,915 MW.