El déficit de 360 MW en Maryland: La subasta de baterías choca con los cuellos de botella de PJM

El freno a la primera subasta de almacenamiento masivo y la presión tarifaria en PJM

La Comisión de Servicios Públicos de Maryland (PSC) completó la primera ronda de adjudicaciones bajo la Ley de Energía de Próxima Generación (Next Generation Energy Act), cerrando un balance de 440 megavatios (MW) y 1.760 megavatios-hora (MWh). La cifra se queda un 45% por debajo del objetivo estatutario de 800 MW fijado para esta fase inaugural. Esta brecha de 360 MW no responde a una falta de ambición institucional, sino a un estrangulamiento operativo real: la cola de interconexión del operador regional PJM Interconnection avanza a un ritmo mucho más lento que las metas de descarbonización fijadas por las leyes estatales.

PJM coordina el suministro eléctrico de 65 millones de personas en trece estados del este de Estados Unidos. En los últimos tres años, el operador ha visto dispararse los precios de su mercado de capacidad debido a dos factores simultáneos. Por un lado, el cierre acelerado de centrales de carbón y gas antiguo; por el otro, la entrada masiva de centros de datos que demandan energía en base de forma ininterrumpida. Ante este escenario, la normativa de Maryland ordenó licitar al menos 1,6 gigavatios (GW) de almacenamiento mediante baterías de cuatro horas de descarga divididos en dos convocatorias. La meta técnica consiste en crear un amortiguador: cargar los acumuladores durante las horas de radiación solar barata y descargar a máxima potencia durante los picos de demanda vespertinos, protegiendo las facturas de hogares e industrias frente a picos extremos de precios horarios.

Los dos proyectos ganadores explotan una estrategia pragmática de emplazamiento. Flatiron Energy obtuvo la adjudicación para instalar baterías dentro del complejo de la central termoeléctrica de gas y petróleo Chalk Point, operada por NRG en el condado de Prince George. Por su parte, REV Renewables instalará su parque de almacenamiento en terrenos de una antigua mina de carbón recuperada en el condado montañoso de Garrett, en la frontera con Virginia Occidental y Pensilvania. Ambas ubicaciones reducen los costes de obra civil y aprovechan derechos de paso eléctricos preexistentes.

El regulador dejó fuera iniciativas de gran volumen, como el proyecto Oystercatcher Energy Storage de 500 MW y 3.000 MWh en el condado de Harford. Pese a que el informe técnico destacó la ubicación estratégica del nodo eléctrico, la falta de acuerdos firmes con las comunidades locales y las incertidumbres de tramitación forzaron al tribunal a postergar la decisión para la segunda ronda legal, prevista para antes del 1 de enero de 2027.

Los números reales de la licitación: 440 MW adjudicados frente a la meta legal de 1,6 GW

Para comprender la magnitud del reto regulatorio en el mercado mayorista, es necesario desglosar los compromisos de potencia, las duraciones de descarga y los calendarios obligatorios fijados por la legislación estatal.

Parámetro evaluado	Objetivo estatutario Ronda 1	Adjudicación real conseguida	Brecha pendiente	Objetivo acumulado 2027
Potencia nominal de inyección	800 MW	440 MW	-360 MW (-45,0%)	1.600 MW (1,6 GW)
Capacidad de energía almacenada	3.200 MWh (base 4h)	1.760 MWh	-1.440 MWh	6.400 MWh
Duración mínima de descarga	4 horas continuas	4 horas continuas	0 horas (Cumplido)	4 horas continuas
Proyectos aprobados	No fijado	2 proyectos industriales	N/A	Variable según Ronda 2
Proyectos rechazados o diferidos	N/A	635 MW / 3.540 MWh	2 solicitudes	Elegibles para 2027
Fecha límite de adjudicación	Cuarto trimestre 2025	Cumplida por la PSC	En plazo procesal	1 de octubre de 2027

La exclusión de la ampliación de 135 MW y 540 MWh que Flatiron presentó de manera extemporánea para Chalk Point, sumada a la no aprobación de los 500 MW de Oystercatcher, impidió sobrepasar con holgura la meta inicial. En total, quedaron fuera 635 MW de propuestas tecnológicas viables. La Comisión de Servicios Públicos subrayó que la segunda ronda, que debe fallarse antes de octubre de 2027, contará con una canasta de más de cuarenta proyectos adicionales de baterías que actualmente tramitan sus estudios de conexión en el denominado Ciclo 1 del nuevo proceso de revisión acelerada de PJM.

El impacto directo en costes operativos, plazos de conexión y estabilidad del suministro

El resultado de esta subasta envía señales inequívocas a los directores de operaciones energéticas, gestores de grandes instalaciones industriales y compradores corporativos de energía dentro de la huella de PJM.

El sobrecoste en el mercado de capacidad y su traslado a la factura corporativa

Los precios del mercado de capacidad de PJM para el periodo 2025–2026 alcanzaron máximos históricos, multiplicándose casi por diez en ciertas zonas de entrega debido a la escasez de margen de reserva. Cuando un estado no logra desplegar la capacidad de almacenamiento prevista, la red se ve obligada a recurrir a centrales térmicas de ciclo simple que queman gas natural o gasóleo durante los picos de demanda.

Para una planta de manufactura o un centro de procesamiento de datos con un consumo medio continuo de 15 MW, cada incremento de 100 dólares por megavatio-día en el precio de capacidad de PJM representa un sobrecoste directo en la factura de aproximadamente 547.500 dólares anuales. El despliegue de 1.760 MWh mediante las dos baterías adjudicadas aportará alivio local, pero el retraso de los 360 MW restantes mantiene expuestos a los consumidores industriales a la volatilidad de los precios marginales durante las olas de calor estivales y los vórtices polares de invierno.

Retrasos de interconexión que extienden los plazos de entrega a periodos de cuatro a siete años

La construcción física de una instalación de baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) requiere entre doce y dieciocho meses una vez suministrados los contenedores y los inversores. Sin embargo, el plazo real de puesta en marcha (Lead Time) está dictado por los estudios de ingeniería de red de PJM. El atasco administrativo en el operador regional ha provocado que proyectos presentados entre 2021 y 2023 acumulen demoras de hasta cinco años antes de recibir el acuerdo formal de interconexión (Interconnection Service Agreement).

Esta realidad penaliza los planes de expansión de las empresas. Aquellas organizaciones que proyectaban firmar contratos de compraventa de energía limpia con almacenamiento (PPA solares más baterías) para cumplir objetivos de sostenibilidad en 2026 o 2027 deben asumir que la energía contratada difícilmente fluirá a la red antes de finales de 2028. La estrategia de Flatiron y REV Renewables de colocarse sobre infraestructuras con puntos de inyección existentes confirma que reciclar subestaciones de centrales fósiles es hoy la única vía para esquivar la parálisis de los estudios de red estándar.

Retos de estabilidad de red ante el apagón de unidades térmicas tradicionales

La red de Maryland se enfrenta a un calendario de descarbonización estricto: 100% de electricidad libre de emisiones de carbono para 2035 por orden ejecutiva y cero emisiones netas en toda la economía estatal para 2045. Estas fechas obligan a retirar centrales de carbón y turbinas de vapor obsoletas.

Las baterías no solo entregan megavatios-hora; proporcionan servicios auxiliares críticos como regulación de frecuencia en milisegundos, arranque en negro (black-start) y soporte de tensión. Si el ritmo de retiro de plantas térmicas supera la tasa de conexión efectiva de baterías de cuatro horas, la estabilidad del sistema se debilita. En zonas de alta congestión como los condados cercanos a Washington D.C. y Baltimore, la escasez de almacenamiento local incrementa el riesgo de desconexiones forzadas por sobrecarga de líneas de transmisión durante emergencias climáticas.

La reutilización de suelos fósiles como escudo técnico frente a la oposición comunitaria

La decisión de la PSC pone de relieve una tendencia técnica que domina el desarrollo de almacenamiento a gran escala: la reconversión de activos industriales contaminados o en desuso (brownfields) como mecanismo para blindar los proyectos frente a retrasos comunitarios y medioambientales.

El proyecto de REV Renewables en el condado de Garrett se sitúa en terrenos de una antigua explotación de carbón a cielo abierto. Esta superficie cuenta con escaso valor agrícola o residencial y ofrece una topografía modificada con infraestructuras de transporte pesado ya operativas. Para la comunidad local, la instalación supone una fuente alternativa de ingresos fiscales tras el declive minero. Del mismo modo, el emplazamiento de Flatiron en la central Chalk Point de NRG capitaliza una subestación de alta capacidad diseñada originalmente para evacuar grandes bloques de energía térmica.

En contraste, el caso de Oystercatcher ilustra los obstáculos crecientes que afronta el almacenamiento cuando se proyecta en zonas verdes o semiurbanas. A pesar de contar con 500 MW de potencia y seis horas de descarga (3.000 MWh) que habrían superado la meta estatal por sí solos, las reticencias de los residentes del condado de Harford sobre el impacto visual, la seguridad contra incendios de las celdas de iones de litio y el tráfico de obra pesada generaron fricciones políticas insalvables dentro del calendario legal. La invitación de la PSC para que el proyecto participe en la segunda ronda demuestra que la viabilidad eléctrica no basta: la aceptación territorial es una condición indispensable para asegurar capital en el sector energético.

Líneas de defensa para mitigar el riesgo tarifario y asegurar contratos en PJM

Frente al desfase entre las metas estatales y la entrega real de megavatios de almacenamiento, las direcciones de operaciones, compras y sostenibilidad corporativa deben adoptar medidas para proteger sus presupuestos entre 2026 y 2028.

1ª línea de defensa: Cribado inmediato de riesgos regulatorios y de interconexión

Las empresas que evalúan contratos privados de compra de energía (PPA) o que dependen de tarifas reguladas indexadas al mercado mayorista deben auditar de forma exhaustiva la posición de sus suministradores en los procesos de conexión de red.

• Auditoría de la posición en cola de PJM: Descartar proyectos que no hayan superado la fase de estudio de instalaciones (Facilities Study) o que no formen parte del Ciclo 1 y Ciclo 2 reformados de PJM. Los proyectos en fases iniciales tienen una tasa de deserción histórica superior al 60%.
• Verificación de permisos locales de uso de suelo: Exigir a los desarrolladores la acreditación de permisos especiales de zonificación y acuerdos comunitarios cerrados antes de comprometer garantías financieras. Los litigios vecinales por seguridad en baterías pueden demorar las obras entre dieciocho y veinticuatro meses adicionales.
• Evaluación de emplazamiento en suelo industrial: Priorizar acuerdos con plantas ubicadas en antiguos recintos fósiles o mineros, ya que presentan una probabilidad de conexión a tiempo tres veces superior a los desarrollos en terreno virgen.

2ª línea de defensa: Reestructuración de contratos y cobertura frente a precios de capacidad

El encarecimiento estructural del mercado de capacidad de PJM exige modificar las cláusulas estándar de suministro eléctrico para evitar sorpresas presupuestarias en los ejercicios fiscales venideros.

• Fijación de techos en cargos por capacidad: Negociar contratos de suministro minorista con estructuras fijas o topes máximos (caps) en el componente de fiabilidad de PJM, trasladando el riesgo de pico al comercializador a cambio de una prima calculada.
• Flexibilidad de demanda en horas de estrés térmico: Desarrollar programas de gestión de carga industrial para reducir el consumo durante las horas punta del sistema (los denominados picos 5CP de PJM). Una reducción del 20% en la potencia demandada durante esos intervalos críticos reduce de forma directa la asignación del cargo por capacidad para todo el año contractual siguiente.
• Preparación de ofertas para la Ronda 2 de Maryland: Los promotores de almacenamiento y los consorcios industriales deben preparar desde 2026 sus solicitudes para la segunda subasta de la PSC, integrando soluciones de almacenamiento de cuatro a ocho horas con acuerdos previos de suelo municipal para aprovechar la cuota remanente de más de 1.160 MW que el estado está obligado a contratar antes de octubre de 2027.