El clima invernal, al igual que en febrero, determinó el precio en ISO-NE, no las salidas de generación. Un frente frío a finales de invierno llevó las temperaturas nocturnas por debajo de menos 5 grados Fahrenheit en el norte de Nueva Inglaterra durante la primera semana de marzo. La demanda residencial de calefacción aumentó sobre la misma red de gasoductos restringida que abastece la generación eléctrica. Los precios del mercado diario (DA) se dispararon hasta $110/MWh el 2 de marzo, mientras que el promedio DA del Internal Hub se situó en $46.96/MWh, sin cambios interanuales. Los precios en tiempo real (RT) promediaron $47.60/MWh, un aumento del 4.4 por ciento.

Los diferenciales top-bottom subieron en todas las zonas, con el diferencial RT de cuatro horas de Maine alcanzando $292/MW-día, un 36.8 por ciento más interanual. La generación eólica aumentó un 38 por ciento, mientras que el gas natural cayó al 48 por ciento de la mezcla. El referente de febrero contó la misma historia, pero con mayor intensidad.

Puntos clave

• El diferencial top-bottom RT de cuatro horas en el Internal Hub alcanzó $278/MW-día (un 31 por ciento más interanual). La brecha DA a RT de $133/MW-día sería aprovechable por operadores con capacidad de despacho en tiempo real.
• El gas natural cayó al 48 por ciento de la mezcla de generación, mientras que la eólica subió un 38 por ciento interanual hasta 754 MW, acentuando las rampas matutinas y vespertinas que buscan los operadores de BESS.
• La primera semana promedió $69/MWh DA (1.7 veces el promedio desde el 8 de marzo en adelante), con un pico diario de $110/MWh el 2 de marzo y un máximo RT de $225/MWh el 6 de marzo.
• La tasa de captura eólica bajó al 97 por ciento desde el 101 por ciento en marzo de 2025, en línea con el aumento de producción desplazándose a horas de menor precio.
• Los precios de reserva se dispararon durante la ola de frío (la reserva giratoria de diez minutos alcanzó $39.62/MWh el 2 de marzo, la capacidad de regulación llegó a $55.79/MWh el 3 de marzo), pero siguieron representando una fracción pequeña de los ingresos.

La primera semana promedió $69/MWh DA antes de que los precios se estabilizaran por debajo de $50

El frente frío que llegó el 1 de marzo redujo el suministro de gas en el sistema de gasoductos Algonquin durante aproximadamente cinco días. El 2 de marzo registró el promedio diario DA más alto con $110/MWh; el mercado RT siguió un día después, con el 3 de marzo promediando $118/MWh. El desfase de un día entre los picos DA y RT es típico en eventos impulsados por el clima. Para la segunda semana, los precios bajaron de $50/MWh la mayoría de los días restantes.

El promedio DA de la primera semana, de $69/MWh, fue 1.7 veces mayor que el promedio de $41/MWh desde el 8 de marzo en adelante. Una batería de cuatro horas que obtuviera el diferencial de la primera semana lograría la mayor parte de su retorno de marzo en esos cinco días.

Los precios zonales siguieron el patrón del sistema pero con una divergencia importante. El sureste de Massachusetts (SEMASS) registró el promedio DA más alto con $47.59/MWh, mientras que Maine fue la zona más barata con $44.17/MWh DA. Maine está en el lado restringido de los cuellos de botella de transmisión norte-sur y tiene la mayor penetración eólica de la región. La restricción deprime el precio DA de Maine porque el mercado DA programa importaciones fuera de la zona.

Precios en tiempo real en todo ISO-NE

El perfil horario del precio RT alcanzó un máximo de $71/MWh a las 7 AM (hora 7) y cayó a $26/MWh a la 1 PM (hora 13) a medida que la solar desplazaba al gas. Los precios RT oscilaron entre -$119/MWh en Vermont (hora 14 del 25 de marzo) y $225/MWh (hora 5 del 6 de marzo). En total, 35 intervalos horarios registraron precios RT negativos, concentrados entre las 10 AM y las 4 PM durante finales de marzo.

A precios negativos, el propio ciclo de carga es una fuente de ingresos. Los 35 intervalos de precios negativos a finales de marzo ampliaron las ventanas de ganancia de BESS más allá de las rampas matutinas y vespertinas.

¿Cómo variaron estos diferenciales en ISO-NE?

En el Internal Hub, el diferencial top-bottom DA de cuatro horas promedió $146/MW-día, un 12.7 por ciento más interanual. El diferencial RT de cuatro horas llegó a $278/MW-día, un 30.9 por ciento más. La brecha DA a RT de $133/MW-día beneficia a los operadores con capacidad de despacho en tiempo real para aprovechar la arbitraje de restricciones de gasoductos.

Maine registró tanto el mayor diferencial RT absoluto con $292/MW-día como el mayor aumento interanual con un 36.8 por ciento. Vermont fue segundo con un 33 por ciento, llegando a $277/MW-día. En el lado DA, Maine marcó $149/MW-día, un 13.1 por ciento más. Connecticut tuvo el diferencial DA de cuatro horas más bajo con $139/MW-día, pero aun así creció un 13.4 por ciento interanual.

Las ganancias interanuales consistentes en todas las zonas confirman que la ola de frío de principios de mes elevó los diferenciales en todo el sistema. El ranking zonal es persistente: Maine y Vermont lideran mes tras mes porque su ubicación detrás de cuellos de botella de transmisión amplifica la volatilidad RT. Ese patrón es estructural y no cambiará a menos que haya una gran expansión de la red de transmisión.

¿Cómo varió la mezcla de generación de ISO-NE durante marzo?

El gas natural aportó en promedio 5,367 MW, o el 47.8 por ciento de la generación total, un 6.1 por ciento menos interanual. La nuclear se mantuvo estable en 3,356 MW (29.9 por ciento), proporcionando la base estable que evita que los precios nocturnos colapsen incluso cuando sube la eólica.

La eólica fue la protagonista en ISO-NE. La producción promedio aumentó un 38 por ciento hasta 754 MW, alcanzando el 6.7 por ciento de la mezcla. La tasa de captura eólica (la relación entre el precio promedio ponderado por generación y el precio promedio ponderado por tiempo) bajó al 97 por ciento desde el 101 por ciento en marzo de 2025. A medida que crece la flota eólica terrestre de Nueva Inglaterra, más producción se desplaza a horas nocturnas y del mediodía, cuando la demanda es menor y los precios más bajos. La solar aportó 182 MW (1.6 por ciento). La hidroeléctrica proveyó 972 MW, equivalente al 8.7 por ciento.

La generación con petróleo fue insignificante con 15 MW (0.1 por ciento), a diferencia de febrero cuando las olas de frío impulsaron la entrada de unidades a petróleo en el orden de mérito. El aumento de la participación eólica y la caída del gas acentúan las rampas matutinas y vespertinas, ampliando las ventanas de arbitraje que buscan los operadores de BESS.

Los ingresos por reservas siguieron siendo marginales frente al arbitraje energético en ISO-NE

ISO-NE cooptimiza energía y reservas. Los precios se dispararon durante la ola de frío de principios de marzo, pero promediaron niveles modestos.

Todos los productos de reserva aumentaron entre un 50 y un 70 por ciento interanual, impulsados por la ola de frío de principios de marzo: la reserva giratoria de diez minutos promedió $14/MWh frente a $9/MWh en marzo de 2025, y la capacidad de regulación subió un 63 por ciento. La reserva de energía a plazo fue la excepción, cayendo un 61 por ciento.

Un operador de BESS que agregue regulación sobre la energía sumaría puntos porcentuales de un solo dígito al retorno mensual. A los precios actuales, eso no es suficiente para sostener un caso merchant por sí solo.

Perspectivas

Marzo confirmó que el valor de BESS en ISO-NE sigue dependiendo de eventos: cinco días de frío aportaron la mayor parte del valor de los diferenciales, y febrero mostró el mismo patrón con mayor amplitud.

Las condiciones estructurales son duraderas. Las restricciones de gasoductos en Nueva Inglaterra, los cuellos de botella de transmisión norte-sur y el crecimiento de la flota eólica son características persistentes. A medida que aumenta la producción eólica y baja su tasa de captura, los precios bajos al mediodía y el creciente número de horas con precios negativos amplían la ventana de carga. Por el lado de la descarga, la escasez durante la rampa vespertina y los picos de basis de gas impulsados por el clima sostienen diferenciales altos. Para los operadores, Maine ofrece la carga DA más barata de la región con $44.17/MWh y el diferencial RT más amplio con $292/MW-día, una combinación que ninguna otra zona iguala.