Los precios de la energía en ISO-NE subieron en mayo de 2026 en comparación con el año anterior, concentrándose las ganancias en el pico vespertino. Los precios en tiempo real en el Internal Hub promediaron $49/MWh, frente a $33 en mayo de 2025. Los precios para el mercado diario promediaron $46/MWh, frente a $35.

El valor de arbitraje para baterías aumentó junto con los precios. Los diferenciales top-bottom (TB) de cuatro horas en el Internal Hub promediaron $214/MW-día en tiempo real, un 85% más que en mayo anterior. La clave del mes fue un mercado vespertino más ajustado y una brecha más amplia entre los precios del mediodía y la noche.

La demanda se mantuvo moderada la mayor parte del mes, con un promedio de 10.8 GW, pero una ola de calor del 18 al 20 de mayo elevó la demanda a un pico mensual de 18.9 GW. Ese repunte ajustó temporalmente el sistema y llevó a los precios más altos del mes.

Puntos clave

• Los precios en tiempo real en el Internal Hub promediaron $49/MWh, frente a $33 un año antes. Los precios del mercado diario promediaron $46/MWh.
• Las ganancias se concentraron en la tarde, no de manera generalizada. Los precios en tiempo real promediaron $40/MWh al mediodía y $67 a las 19:00, ampliando el rango intradía que capturan las baterías.
• Los diferenciales TB de cuatro horas en tiempo real promediaron $214/MW-día, un 85% más interanual. Los diferenciales de mayo se alinean más con los $177 de abril pero están por debajo del pico invernal de $491 en enero impulsado por el clima.
• Maine tuvo los diferenciales de cuatro horas más amplios en tiempo real con $263/MW-día, y Connecticut los más estrechos con $204. Maine también tuvo los precios de energía promedio más bajos.
• La generación nuclear volvió tras la recarga y la generación eólica creció un 70% respecto a 2025 al incorporarse capacidad offshore, con una tasa de captura eólica del 103%.

Los precios en tiempo real promediaron $49/MWh, con las ganancias en el pico vespertino

Los precios en tiempo real en el Internal Hub promediaron $49/MWh en mayo de 2026, frente a $33 en mayo de 2025. Los precios del mercado diario promediaron $46/MWh, frente a $35.

El aumento no fue generalizado en todas las horas. Los precios horarios en tiempo real se mantuvieron en $40/MWh al mediodía y alcanzaron un máximo de $67/MWh a las 19:00, cuando la energía solar disminuyó y la demanda aumentó hacia la tarde. La demanda pico promedio subió solo un 4% hasta 13.6 GW. Las ganancias reflejan la tensión vespertina más que el crecimiento de la demanda, y el rango intradía más amplio es lo que impulsó los mayores diferenciales.

Los precios también variaron según la zona. Maine fue el más bajo, con $38/MWh en el mercado diario. El sureste de Massachusetts y la zona de Boston fueron los más altos, con $46.5/MWh.

El gas aportó el 46% de la generación mientras la nuclear regresó tras recarga

El gas natural aportó en promedio 4.4 GW, o el 46% de la generación regional. Esto fue menos que los 5.2 GW de mayo de 2025.

La producción nuclear se recuperó durante el mes. Seabrook y Millstone regresaron de las paradas de recarga de primavera, elevando la nuclear de unos 1.2 GW el 1 de mayo a unos 3.0 GW el 31 de mayo. El promedio del mes fue 2.6 GW.

La generación eólica subió un 70% hasta 503 GWh y capturó el 103% del precio promedio

La producción eólica totalizó 503 GWh en mayo de 2026, frente a 297 GWh un año antes. El incremento se debe a nueva capacidad offshore, ya que Vineyard Wind instaló sus últimas aspas en marzo de 2026.

La tasa de captura eólica alcanzó el 103%, frente al 97% en mayo de 2025, a pesar del gran aumento de generación. Un aumento en la generación puede canibalizar sus propias horas y llevar la tasa de captura por debajo del 100%. El viento en ISO-NE evitó eso porque su perfil es opuesto al solar. Al mediodía, cuando la solar satura el mercado y los precios tocan fondo, el viento promedió 554 MW. Desde la tarde hasta la madrugada, cuando los precios son más altos, la generación eólica promedió 754 MW. Ese perfil, y no solo el volumen, mantuvo la captura por encima del 100%. Con un 6% de la oferta, el viento es demasiado pequeño para influir en el pico vespertino, por lo que una tasa de captura superior al promedio y precios del sistema en aumento se mantienen simultáneamente.

Los diferenciales de cuatro horas en tiempo real promediaron $214/MW-día, los mayores en Maine

Los diferenciales TB de cuatro horas en tiempo real en el Internal Hub promediaron $214/MW-día, un 85% más que en mayo de 2025. Los diferenciales de cuatro horas en el mercado diario promediaron $117/MW-día, un 31% más.

Esa cifra es fuerte en comparación interanual, pero refleja menores oportunidades en primavera en Nueva Inglaterra frente al invierno. Está por encima de los $177/MW-día de abril, pero muy por debajo de los picos invernales, con $491 en enero de 2026 y $404/MW-día en febrero.

Los diferenciales variaron en la región, con un claro gradiente de norte a sur. Maine tuvo los diferenciales de cuatro horas en tiempo real más amplios con $263/MW-día. Connecticut tuvo los más estrechos con $204. El mercado diario siguió el mismo orden: Maine con $138/MW-día, Connecticut con $110. La restricción de transmisión norte-sur retiene el excedente de oferta en Maine, manteniendo sus precios por debajo del resto de ISO-NE. Los 1,200 MW de importaciones de Hydro-Québec a través de NECEC, energizados en enero de 2026, aumentan ese excedente, profundizando los precios bajos de Maine y ampliando el diferencial top-bottom incluso cuando los precios promedio se mantienen bajos.

Los servicios auxiliares siguen siendo un flujo menor, dominado por baterías

El arbitraje fue el principal impulsor del valor, y los servicios auxiliares solo aportaron marginalmente para el almacenamiento. En mayo, las reservas diarias se liquidaron a $11/MWh para la reserva giratoria de diez minutos y a $7 para los productos más lentos. La capacidad de regulación se liquidó a $7.5/MWh.

Estos promedios mensuales ocultan un pico agudo. El 19 de mayo, una ola de calor disparó la demanda y elevó las reservas diarias a $40/MWh y la capacidad de regulación a $23. La demanda pico alcanzó 18.8 GW el 19 de mayo y 18.9 GW el 20 de mayo, muy por encima del pico vespertino típico de 13.6 GW del mes. La energía en el mercado diario llegó a $88/MWh ese mismo día, su máximo mensual. Los precios de energía y reservas subieron juntos, por lo que el pico refleja escasez general en el sistema más que algo específico del mercado de reservas.

Las baterías se concentran en este mercado, representando el 84% de la capacidad de regulación liquidada en ISO-NE. Sin embargo, la regulación es un mercado pequeño y las baterías tienen menos protagonismo en los productos de reservas más grandes.

Lo que mayo indica para las baterías en ISO-NE

Mayo es un mes de transición para Nueva Inglaterra. Los diferenciales se ampliaron interanualmente pero se mantuvieron muy por debajo del pico de $491 en enero, y el valor más claro provino de una ola de calor, del 18 al 20 de mayo. ISO-NE paga mejor a las baterías cuando la calefacción invernal y la refrigeración veraniega exigen más al sistema.

La nuclear está de vuelta a plena capacidad antes de la demanda de refrigeración de verano, que según la proyección de demanda de ISO-NE para 2046 seguirá aumentando. Mayores picos de verano y mayor generación renovable deberían impulsar la volatilidad intradía que mejora los retornos de las baterías.