El almacenamiento de energía “ayudaría a contrarrestar los picos masivos de precios” en las subastas de capacidad de PJM

Los precios fueron un 22% más altos que en la subasta de 2024 para capacidad en el año de entrega 2025-2026.

La licitación competitiva de capacidad para el año de entrega 2026-2027 concluyó con precios de US$329,17/MW-día. La Junta de Servicios Públicos Ciudadanos, que defiende a los consumidores de Illinois, afirmó que los costos habrían sido aún mayores si no se hubiera negociado un límite de precios.

Los precios han aumentado anualmente desde que se realizó la primera subasta RPM en 2017. En la subasta 2022-2023, el precio liquidado fue de US$50/MW-día, y en 2025-2026, los precios aumentaron alrededor del 830% desde los US$28,92/MW-día del año anterior a US$269,92/MW-día.

No sólo eso, sino que desde la subasta de capacidad 2023-2024, la capacidad adquirida se ha reducido cada año, de 144.870,6 MW en ese año a 134.311 MW en la etapa más reciente.

Los resultados anunciados esta semana incluyeron aproximadamente 1.200 MW de capacidad de almacenamiento de energía en baterías y alrededor de 5.000 MW de energía renovable, incluida la eólica y la solar fotovoltaica.

Peter Berini, director de industria para EE. UU. de la firma de inteligencia de mercado BESS Modo Energy, dijo en una publicación en LinkedIn ayer que uno de los principales factores detrás del aumento de los costos es el aumento de la demanda de centros de datos de hiperescala en el mercado PJM.

“PJM, ya el epicentro de la actividad de centros de datos en EE. UU., se enfrenta ahora a unas perspectivas de capacidad tan ajustadas que su monitor de mercado ha dicho claramente: no hay oferta de reserva. A los desarrolladores que buscan atender las cargas de IA y computación se les está indicando que traigan su propia generación”, escribió Berini, añadiendo que la demanda de IA y centros de datos está “impulsando el crecimiento de la base” y asegurando que “el valor de la capacidad firme y flexible parece que se mantendrá elevado”.

CUB y Clean Grid Alliance dijeron que los clientes de electricidad de Illinois en el área de servicio de transmisión y distribución (T&D) de ComEd de PJM inevitablemente sufrirían picos de precios en sus facturas nuevamente este año como consecuencia.

Ambos grupos dijeron en declaraciones separadas que una mayor participación de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y las energías renovables de bajo costo ayudarían a mitigar los impactos.

Si bien nos alivia que el límite de precios negociado haya evitado que los costos de capacidad se disparen aún más, este aumento récord de precios es inaceptable. En CUB estamos profundamente preocupados de que los clientes de ComEd sigan soportando costos excesivamente altos durante un año más, en gran parte debido a las deficiencias en las políticas de PJM, declaró la directora ejecutiva de CUB, Sarah Moskowitz.

“Con demasiada frecuencia, las decisiones políticas de los operadores de la red eléctrica favorecen centrales eléctricas obsoletas y costosas, e impiden innecesariamente que recursos de energía limpia de bajo costo y proyectos de baterías se conecten a la red y reduzcan los precios”.

Clean Grid Alliance dijo que el propietario promedio de una vivienda de Illinois en territorio ComEd se verá afectado por un aumento de costos sustancial a partir de junio de 2026, además de un reciente aumento de precio del 20-25%.

Los resultados de la subasta de capacidad de hoy demuestran una vez más que la zona de ComEd necesita más capacidad para satisfacer la creciente demanda de energía. La manera más rápida y económica de obtener esta capacidad adicional para los clientes es construir proyectos de almacenamiento de energía en baterías y hacerlos ahora mismo, afirmó Jeff Danielson, vicepresidente de promoción de Clean Grid Alliance.

CUB señaló que los precios de subasta fueron incluso más altos en otros estados dentro del territorio de la organización de transmisión regional (RTO) y del operador independiente del sistema (ISO) de interconexión PJM, que abarca la totalidad o parte de 13 estados de EE. UU. y el Distrito de Columbia.

La Zona de Gas y Electricidad de Baltimore (BGE) en Maryland registró precios de US$466,35/MW-día. Las áreas de servicio de Dominion Energy en Virginia y Carolina del Norte alcanzaron los US$444,26/MW-día.

La buena noticia, al menos para Illinois, es que se están realizando actividades para dirigir las primeras licitaciones competitivas del estado para el almacenamiento de energía a través de la Agencia de Energía de Illinois.

En mayo, el personal de la Comisión de Comercio de Illinois (ICC) hizo recomendaciones para el programa de adquisiciones , que según sus propuestas haría elegibles a las instalaciones independientes con una producción de más de 20 MW, una duración de 4 horas y una eficiencia mínima de viaje de ida y vuelta (RTE) del 85 %.

El senador estatal Bill Cunningham y el representante Marcus Evans presentaron un proyecto de ley en marzo que establecería para el estado un objetivo de implementación de almacenamiento de 15 GW además de reducir las facturas de energía en Illinois.

En la legislación de asequibilidad de la red limpia y confiable (SB40), que se ha propuesto desde entonces, los objetivos se han reducido del proyecto de ley de Evans a 3 GW para 2030 para reemplazar 3 GW de retiros de combustibles fósiles y un mínimo de 6 GW de almacenamiento operativo para 2035.

La SB40 también haría otras modificaciones a la política energética del estado, incluyendo el establecimiento de un programa de planta de energía virtual (VPP) y descuentos por la participación en VPP, reformas al Estándar de Cartera Renovable (RPS) y reformas de interconexión, entre otras.

“La legislatura de Illinois debería haber aprobado hace tiempo una ley que ordene a la Agencia de Energía de Illinois adquirir proyectos de almacenamiento de baterías de bajo costo para ahorrarles dinero a los contribuyentes”, dijo Jeff Danielson de Clean Grid Alliance, refiriéndose a estudios de la Agencia de Energía de Illinois y su Oficina de Energía que, según él, mostraban que 6 GW de almacenamiento podrían ahorrarles a los contribuyentes “miles de millones de dólares al año en costos directos de energía y costos de capacidad de PJM”.

“Este aumento prolongado de precios se podría haber evitado”, dijo Sarah Moskowitz de CUB.

“Esto refuerza la urgencia de implementar reformas a largo plazo en PJM y una legislación energética integral en Illinois, como la Ley de Asequibilidad de una Red Limpia y Confiable, para proteger a los clientes de los aumentos repentinos de precios que solo sirven para brindarles a los generadores de energía ganancias inesperadas”.