Dos cifras aterrizaron el 14 de julio y solo una fue elegida

El 14 de julio de 2026 PJM anunció los resultados de su Base Residual Auction para el año de entrega 2028/2029, y el titular parecía un alivio. El precio de cierre quedó en 325 dólares por megavatio-día en todo el territorio de PJM, frente a 333,44 el año anterior. El consejero delegado de PJM, David Mills, no lo presentó como un alivio. Su frase, sobre el acta, fue que "la demanda de electricidad sigue creciendo más rápido que la oferta de electricidad".

La aritmética detrás de esa frase cuadra exactamente. PJM adquirió 138.318 megavatios de capacidad no forzada procedente de recursos de generación. Sumados los 10.864 megavatios que aportan las entidades bajo el fixed resource requirement, el total alcanza 149.182 megavatios. El requisito de fiabilidad era de 156.012,9. La región terminó por tanto 6.831 megavatios por debajo de lo que su propio estándar de planificación dice que necesita, con un margen de reserva del 14,7 por ciento y un coste total de subasta de 16.400 millones de dólares. Es la segunda subasta consecutiva en la que todo el territorio de PJM se queda corto. La anterior, la de 2027/28, fue la primera de la historia en hacerlo, con unos 6,5 gigavatios.

La cifra que hay que interrogar es el 325. Es el techo que la FERC aprobó en el expediente ER26-1556, acordado con 13 gobernadores, y esta es la tercera subasta consecutiva que se celebra bajo ese corredor. PJM publicó su propio contrafactual junto al resultado. Sin corredor de precios, la subasta habría cerrado a casi 555 dólares por megavatio-día en todo el territorio y a 777 dólares en la zona de Commonwealth Edison, en el norte de Illinois, con un coste total de 29.700 millones de dólares frente a los 16.400 millones realmente facturados. El mercado quería unos 555. La norma dijo 325, y aun así la subasta cerró corta.

Una caída del 2,5 por ciento que no contiene información

El precio bajó y el mercado no. El tope del año pasado era de 333,44 dólares por megavatio-día. El de este año es de 325. Las dos subastas cerraron en su techo, así que lo único que se movió entre ellas fue el propio techo, recalculado por fórmula. Leer ese menos 2,5 por ciento como una demanda que se enfría es el error más fácil de cometer con este resultado, y es el que más probabilidades tiene de acabar dentro de un presupuesto.

Los 16.400 millones de dólares de coste llevan la misma advertencia. PJM dice que la misma subasta sin corredor habría costado 29.700 millones. Los casi 555 dólares que el mercado habría alcanzado, según el propio cálculo de PJM, están alrededor de un 70 por ciento por encima de los 325 que la norma permitió. Una cifra producida por una norma que aprieta describe la norma. Ha dejado de describir el equilibrio entre oferta y demanda que hay debajo.

El corredor tampoco es nuevo. Es la tercera subasta consecutiva que se celebra con uno, acordado con 13 gobernadores y aprobado por la FERC. Un techo que aprieta una vez es un fusible. Un techo que aprieta tres años seguidos es el régimen de funcionamiento, y toda cifra que sale de él, incluidas las tranquilizadoras, es un producto de la norma.

Lo que convocaron 325 al día: unos 317 megavatios

El lado de la oferta respondió al precio topado en una sola línea del comunicado de PJM. La subasta, en palabras exactas de PJM, adjudicó 525 megavatios de nueva generación y ampliaciones de generación. El desglose de Utility Dive es la parte que conviene guardar. De esos 525, unos 208 megavatios son ampliaciones de plantas que ya existen, lo que deja la construcción genuinamente nueva cerca de 317 megavatios frente a un requisito de fiabilidad de 156.012,9. La subasta anterior produjo 774 megavatios de nuevos recursos. La cifra bajó.

Aurora Energy Research puso el motivo sobre el acta. Julia Hoos afirma que la nueva generación necesita "significativamente más" de 325 dólares por megavatio-día para ser financieramente viable. Es una afirmación sobre una decisión de capital. Quien sopesa años de construcción y cientos de millones de dólares mira el ingreso máximo que el mercado tiene permitido pagar. Cuando ese máximo permitido queda por debajo del umbral de rentabilidad, la planta no se construye, y el crecimiento de la demanda detrás del techo no cambia nada de eso.

Aquí es donde el modelo de un comprador tiene que cambiar. Tres subastas de señales bajo un corredor han producido unos 317 megavatios de acero genuinamente nuevo en el mayor mercado eléctrico competitivo del mundo. Con esa evidencia, el dinero que entra en este constructo compra una parte de las plantas que ya están en pie. No convoca más.

Nuestra lectura: un tope que aprieta se vuelve una regla de racionamiento

Nuestra lectura, y PJM no ha dicho esto. En cuanto un techo de precios aprieta y la subasta cierra corta de todos modos, el techo deja de funcionar como un descuento y empieza a funcionar como un mecanismo de racionamiento. En una subasta sin tope el déficit se despeja a algún precio, y quien necesita certeza puede decidir pagarlo. A 325, el déficit no se despeja a ningún precio. Se liquida por vía administrativa, y ninguno de los instrumentos que lo liquidan responde a su presupuesto.

Basta mirar lo que PJM ha propuesto y la forma del asunto es difícil de no ver. Una Backstop Procurement especial, que PJM llevará a la FERC para su aprobación en septiembre de 2026. Un Expedited Interconnection Track con 10 proyectos promovidos por estados. Connect and Manage, según el cual los centros de datos se conectan pero operan de forma flexible y reducen carga cuando hace falta. La IA Tapestry de Google aplicada a la cola de conexión. Un RFP de casación bilateral. Cada uno de ellos asigna capacidad escasa por norma, por puesto en la cola o por condiciones de reducción, y ninguno es un precio. Así se ve un mercado cuando su precio ha sido puesto fuera de servicio.

La salvedad honesta. PJM no plantea nada de esto en estos términos y matiza con cuidado. Atribuye el déficit a una demanda que supera a la oferta, dice que el resultado no era inesperado y dice que el déficit "no significa necesariamente que el sistema de PJM vaya a ser incapaz de atender la carga de forma fiable". El corredor tampoco es lo único que contiene las ofertas, porque el Three-Pivotal Supplier Test las limita con independencia de cualquier tope. Todo eso es cierto y hay que sostenerlo. Lo que mantiene al tope en primer lugar es de nuevo Hoos, sobre la economía política del asunto: "Bajar los precios [con el corredor de precios] era desde luego políticamente atractivo a corto plazo, pero ahora vamos camino de enfrentarnos a un círculo vicioso de intervenciones".

Qué preguntar antes de firmar carga para 2027 a 2029

PJM es un mercado estadounidense y es también el caso que el debate europeo sobre mercados de capacidad no deja de citar, porque es el mayor mercado eléctrico competitivo del mundo y ya ha corrido tres veces la subasta topada con cifras publicadas al final. El Reino Unido y varios Estados miembros de la UE operan sus propios mercados de capacidad, cada uno con sus topes y sus reglas de de-rating. La lección transferible trata de lo que un techo administrado le hace a un comprador de capacidad firme en cuanto aprieta. La certeza presupuestaria queda sustituida por riesgo de disponibilidad, y el riesgo de disponibilidad es mucho más difícil de cubrir.

Cambie primero la pregunta. En un mercado topado, el precio de cierre es la cifra menos informativa de la página, porque la escribió una norma. Las cifras que llevan información son el margen de reserva, el volumen de construcción genuinamente nueva frente a las simples ampliaciones y la brecha entre lo que el operador dice que necesita y lo que apareció. En esta subasta esos valores son 14,7 por ciento, unos 317 megavatios y 6.831 megavatios. Esos tres describen lo que una región puede alojar de verdad. Una comparación de tarifas no describe nada.

Después negocie la variable correcta. Si un tope que aprieta raciona, el precio ya no es la palanca que usted controla. La posición y la firmeza sí lo son. Pregunte en qué punto de la cola de conexión está su emplazamiento y qué lo movería. Pregunte qué condiciones de reducción acepta su contrato, por escrito, y qué significa operar con flexibilidad en horas al año. Pregunte quién carga con el coste si se activa una compra de respaldo. Y pregunte qué pasa con su suministro cuando el techo se eleve, porque un techo fijado políticamente puede volver a fijarse políticamente.

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