Los diferenciales top-bottom (TB4) en tiempo real de cuatro horas en el Internal Hub de ISO-NE cayeron un 37% interanual en junio, de $310/MW-día en junio de 2025 a $197/MW-día. Los diferenciales en el mercado de día anterior bajaron a $144/MW-día desde $185/MW-día.

No hubo escasez: el precio en tiempo real más alto de junio de 2026 fue de $307/MWh, menos de un tercio del pico de $1,110/MWh del año anterior. Los precios mantuvieron un pico vespertino moderado en lugar de la escasez concentrada de 2025, por lo que los diferenciales que capturan las baterías se comprimieron en todas las zonas de ISO-NE.

Puntos clave

• El diferencial TB4 en tiempo real del Internal Hub cayó aproximadamente un tercio interanual, a $197/MW-día desde $310/MW-día en junio de 2025. El diferencial de día anterior bajó a $144/MW-día desde $185/MW-día, una disminución del 22%.
• La causa fue un mes de precios más tranquilos: junio de 2026 alcanzó un máximo de $307/MWh, menos de un tercio del máximo de $1,110/MWh de junio de 2025.
• Maine lideró todos los diferenciales TB4 en tiempo real con $209/MW-día, siendo la única zona por encima de $200/MW-día.
• El gas natural marcó la pauta con una producción promedio de 6.5 GW, la nuclear se mantuvo estable en 3 GW. La solar (0.3 GW) y la eólica (0.5 GW) siguieron siendo menores y la generación con petróleo fue el 25% de la de junio de 2025.
• Las reservas de día anterior se liquidaron tranquilamente cerca de $9/MW-día en los tres productos. El único pico en servicios auxiliares fue la regulación en tiempo real, un producto aparte, que alcanzó $81/MWh el 11 de junio.

Los diferenciales TB4 en tiempo real cayeron cerca de un tercio ante la ausencia de escasez en ISO-NE

En el Internal Hub, el diferencial TB4 en tiempo real promedió $197/MW-día en junio de 2026, un 37% menos que los $310/MW-día de un año antes. El diferencial TB4 de día anterior bajó a $144/MW-día desde $185/MW-día, un 22% menos. La razón fue la ausencia de una hora de escasez significativa. Los diferenciales en este mercado están influenciados por restricciones internas de transmisión y la dependencia de la hidroelectricidad canadiense.

Junio de 2025 tuvo una hora en tiempo real de $1,110/MWh que amplió mucho ese diferencial. Junio de 2026 alcanzó un máximo de $307/MWh, por lo que el techo del diferencial bajó mientras que el piso nocturno apenas se movió. Además, la base de 2025 fue más cálida: esa hora de $1,110/MWh ocurrió en un junio más caluroso, por lo que la caída interanual refleja en parte una comparación alta y no solo condiciones más suaves en 2026.

El evento de calor a mediados de junio fue la única historia clara del mes

Un evento de calor en la Costa Este a principios del verano, entre el 10 y el 12 de junio, fue el único periodo que impulsó significativamente los precios y la demanda en ISO-NE. La demanda instantánea del sistema alcanzó un pico de 22 GW (la demanda horaria promedio llegó a 17 GW), muy por debajo del récord histórico de ISO-NE de 28 GW (agosto de 2006). Los precios en tiempo real subieron junto con la demanda, alcanzando el 11 de junio un precio promedio de $112/MWh.

A finales de junio hubo un segundo evento de calor, pero apenas se notó en ISO-NE. Una cúpula de calor importante afectó el centro y este de EE. UU. del 29 al 30 de junio, rompiendo récords a lo largo del corredor I-95. ISO-NE se ubicó en el extremo norte y solo experimentó una respuesta de precios moderada: esos días alcanzaron picos entre $110 y $136/MWh, muy por debajo del máximo de mediados de junio, a diferencia de los movimientos más bruscos en PJM y MISO.

ISO-NE promedió un pico vespertino de $73/MWh en junio

Los precios en tiempo real mostraron una curva diaria suave en lugar de los picos concentrados de un mes de escasez. El pico vespertino moderado representa la oportunidad para los BESS en un mes tranquilo. La energía solar disminuye al final de la tarde mientras la demanda se mantiene durante la noche, y el gas cubre esa brecha. Eso eleva los precios entre las 18:00 y las 21:00 horas.

Sin una hora de escasez que eleve el techo, esa oscilación diaria es la mayor parte de lo que una batería de cuatro horas podría capturar en junio. Las baterías de ISO-NE se enfocaron en esa ventana, inyectando 205 MW en el pico de precios de las 18:00.

El gas natural marcó el precio con 6.5 GW mientras el petróleo cayó un 75%

El gas natural aportó en promedio 6.5 GW a lo largo del día y fijó el precio marginal la mayor parte de las horas. La nuclear se mantuvo estable en 3 GW como capa de base. La hidroeléctrica sumó 1.1 GW de producción flexible con pico vespertino.

El petróleo cayó a un promedio de 44 MW durante el día, una cuarta parte del nivel del año anterior. Las unidades a petróleo solo funcionan cuando el sistema está ajustado, por lo que esa caída refleja un estrés de red limitado.

Las renovables variables siguieron siendo menores. La eólica promedió 0.5 GW y la solar 0.3 GW durante el día, con la solar concentrada en las horas del mediodía donde amplía el valle de precios. Con esta penetración, la solar moldea el mínimo del mediodía pero no determina los diferenciales en ISO-NE.

Las reservas de día anterior se liquidaron cerca de $9/MW-día, con un solo pico de regulación en ISO-NE

Los mercados de servicios auxiliares estuvieron tranquilos, en línea con un mes estable. Todas las reservas de día anterior se liquidaron cerca de $9/MW-día, por debajo de los niveles de junio de 2025, que fueron de $13 a $14/MW-día.

La regulación es un producto aparte y fue el único servicio auxiliar con un pico en el mes. La regulación en tiempo real promedió $9/MW-día pero alcanzó $81/MWh el 11 de junio, su máximo mensual, durante la ola de calor de mediados de mes. Fue un evento de mercado de balance y aún así quedó muy por debajo del máximo de $198/MWh de junio de 2025.

Perspectivas

Junio demostró que el valor de los BESS en ISO-NE depende de eventos. Una sola hora de escasez, como la de junio de 2025, puede definir el diferencial de todo el mes, lo que significa que las horas extremas, y no el día típico, deciden el año.

Ningún evento de calor este junio produjo la clase de hora de escasez que amplía un diferencial. El calor de mediados de mes elevó los precios durante tres días, y la cúpula de calor de finales de junio que afectó a PJM y MISO apenas llegó a Nueva Inglaterra. Sin una hora de escasez que eleve el techo, el pico vespertino moderado fue la mayor parte de lo que una batería de cuatro horas pudo capturar.