​Los incrementos de precios en la tarde, especialmente durante la ola de calor del 14 al 17 de abril, impulsaron la mayor parte de las diferencias entre los precios más altos y más bajos en ISO-NE durante abril. El 17 de abril, los precios en tiempo real superaron los $100/MWh desde las 5 PM hasta las 8 PM, alcanzando un máximo de $131/MWh a las 7 PM. Durante todo el mes, los precios en tiempo real en el hub interno de ISO-NE oscilaron entre -$73/MWh y $138/MWh.

El gas natural marcó el margen en las cuatro noches de ola de calor, ya que las restricciones limitaron la transmisión entre zonas.

En el hub de referencia de ISO-NE, abril registró un promedio de $46.3/MWh para el mercado de día anterior y $45.7/MWh para el mercado en tiempo real. Ambos mercados aumentaron más del 10% en comparación con abril de 2025. La brecha promedio de $0.6/MWh entre ambos mercados subestima la volatilidad intradía: en días de eventos, el mercado en tiempo real llegó a ubicarse hasta $28/MWh por encima del de día anterior.

Los diferenciales máximos y mínimos de cuatro horas en el Hub Interno promediaron $178/MW-día en tiempo real y $134/MW-día en el mercado de día anterior, incrementos del 26% y 22% interanual respectivamente.

Puntos clave

• El diferencial máximo-mínimo de cuatro horas en tiempo real en el Hub Interno promedió $178/MW-día, un aumento del 26% interanual. Los diferenciales de día anterior promediaron $134/MW-día, un incremento del 22%.
• La generación nuclear promedió 1.7 GW en abril, una caída del 33% respecto a los 2.5 GW en 2025. El gas natural cubrió la diferencia, sumando aproximadamente 800 MW al promedio anual.
• Los incrementos vespertinos del 14 al 17 de abril mantuvieron los precios en tiempo real por encima de $100/MWh durante tres días consecutivos, con un pico de $131/MWh el 17 de abril a las 7 PM.
• La Reserva Giratoria de Diez Minutos (TMSR) alcanzó $13/MWh en el mercado de día anterior, mientras que la regulación promedió $5/MWh. Ambos valores son pequeños en comparación con el diferencial TB4 de $178/MW-día en tiempo real.

Los incrementos vespertinos del 14 al 17 de abril definieron el valor del diferencial del mes

Los promedios diarios de día anterior oscilaron entre $30/MWh y $66/MWh en abril, pero durante las noches del 14 al 17 los precios fueron sustancialmente más altos. El 14 de abril alcanzó un máximo de $108/MWh a las 8 PM. El 16 de abril superó los $107/MWh entre las 5 PM y las 6 PM. El 17 de abril tuvo el periodo más prolongado de precios elevados, manteniéndose por encima de $100/MWh durante cuatro horas consecutivas y alcanzando un máximo de $131/MWh a las 7 PM.

El 17 de abril también fue la segunda mayor discrepancia de pronóstico en día anterior del mes. El 1 de abril, el mercado en tiempo real se ubicó $28/MWh por encima del de día anterior, y el 17 de abril los precios en tiempo real superaron al de día anterior por $17/MWh.

El 22 de abril registró el máximo horario del mes con $138/MWh a las 8 PM. La demanda subió de 13.0 GW a 13.9 GW mientras la energía solar descendía casi a cero.

El aumento se atribuye a restricciones vinculantes de reservas y demandas superiores a los pronósticos de día anterior. Las limitaciones en los gasoductos de Nueva Inglaterra restringen la oferta diaria de gas, reduciendo la capacidad de reserva cuando la demanda aumenta más tarde de lo previsto.

Los mercados de día anterior no pueden valorar con precisión las restricciones intradía de gas por adelantado, por lo que esa prima recae completamente en los operadores con despacho en tiempo real.

Solo dos horas registraron precios negativos en el mes, ambas el 3 de abril. El Viernes Santo redujo la demanda comercial en aproximadamente 1.2 GW, mientras que la energía solar (556 MW) y eólica (613 MW) llevaron la carga neta a unos 8 GW. Como respuesta, los precios en tiempo real descendieron a -$73/MWh.

Los diferenciales máximos-mínimos se ampliaron en todas las zonas de ISO-NE

Los diferenciales máximos-mínimos en los mercados de día anterior y tiempo real aumentaron en todas las zonas respecto a 2025.

En el Hub Interno, el diferencial TB4 de día anterior promedió $134/MW-día, un alza del 22%, mientras que el TB4 en tiempo real promedió $178/MW-día, un incremento del 26%.

El noreste de Massachusetts y Vermont reportaron aumentos del 26% en los diferenciales TB4 en tiempo real. Maine registró los diferenciales TB4 en tiempo real más altos con $196/MW-día, pero el menor incremento interanual, con un 15%.

La interfaz Maine-New Hampshire se vio limitada en varios días de abril, reduciendo el precio de día anterior de Maine respecto al resto de Nueva Inglaterra. Esa restricción es estructural, se repite mensualmente y por ello deprime los precios en Maine, lo que impulsa los diferenciales TB4 más amplios de la región.

La parada primaveral nuclear impulsó al gas al 57% de la mezcla de generación de abril

La generación nuclear promedió 1.7 GW (17% de la mezcla), por debajo de los 2.5 GW (25%) en 2025. Ese déficit de 0.8 GW es consistente con las recargas primaverales de los reactores nucleares de Nueva Inglaterra.

La generación a gas natural cubrió esa diferencia y representó el 57% del total de la matriz (5.6 GW), frente al 53% del año anterior.

Los productos de reserva siguieron siendo secundarios frente al arbitraje en abril

La Reserva Giratoria de Diez Minutos (TMSR) promedió $13/MWh en el mercado de día anterior, con un máximo de $22/MWh el 22 de abril. La Reserva No Giratoria de Diez Minutos (TMNSR) promedió $8/MWh y la Reserva Operativa de Treinta Minutos (TMOR) $7/MWh en día anterior.

La capacidad de regulación promedió $5/MWh, mientras que los precios de reservas en tiempo real se mantuvieron cerca de cero la mayor parte del mes. A esos niveles, el arbitraje energético con $178/MW-día sigue siendo el principal generador de ingresos para los operadores de almacenamiento.

Perspectivas

Este mes reforzó un patrón estructural: los diferenciales se amplían en días de eventos, y estos días en temporadas intermedias son impulsados por condiciones anómalas de temperatura durante mantenimientos programados.

El promedio de Maine de $44/MWh sigue siendo la zona más barata en el mercado de día anterior, mantenido bajo por la restricción de la interfaz Maine-New Hampshire, que estuvo limitada repetidamente este mes. Además, los amplios diferenciales TB4 de Maine representan la prima de la zona para BESS despachable.

Los ingresos de baterías en ISO-NE continuarán definidos por condiciones similares a la ola de calor a medida que las temperaturas aumenten durante el resto de la primavera de 2026.