El cuello de botella del gas en Nueva Inglaterra convirtió una ola de frío a principios de febrero en un evento de confiabilidad. La generación a base de petróleo se disparó un 939% interanual hasta alcanzar el 15% de la mezcla, ya que las plantas de gas no pudieron asegurar combustible.

Los precios del mercado diario en el Internal Hub, el punto de referencia de precios del sistema ISO-NE, superaron los $200/MWh en ocho de los primeros nueve días. Los spreads TB4 (top-bottom) en tiempo real en el Internal Hub promediaron $404/MW-día, concentrados en ese tramo inicial, lo que podría haber incrementado los ingresos de BESS.

Los precios cayeron por debajo de $70/MWh una vez que las temperaturas se normalizaron, dejando el promedio diario del hub en $126,09/MWh, un descenso del 3,3% interanual.

Puntos clave

• La generación a base de petróleo subió al 15,0% de la mezcla desde el 1,7% del año anterior, una señal clara del cuello de botella en la infraestructura de gas de Nueva Inglaterra.
• Los precios promedio del hub en el mercado diario fueron de $126,09/MWh en el mes, ocultando una brecha de 2,6 veces entre la primera mitad ($182/MWh) y la segunda mitad ($70/MWh).
• Los spreads TB de cuatro horas en el mercado diario en el Internal Hub promediaron $257/MW-día, un aumento del 6,1% interanual.
• Sumando pagos por regulación y capacidad, el potencial total de ingresos para BESS de cuatro horas en el Internal Hub alcanzó $54/kW-mes ($1.800/MW-día promedio).
• El mayor spread de cuatro horas en tiempo real se registró en Maine ($434/MW-día) a pesar de ser la zona con los precios diarios más bajos.

¿Qué tan grande fue la brecha de precios de ISO-NE en febrero?

Ocho de los primeros nueve días registraron precios diarios por encima de $200/MWh en el Internal Hub, con precios en tiempo real alcanzando $400,46/MWh el 2 de febrero. El promedio diario fue de $70,10/MWh desde el 15 de febrero en adelante: el promedio de la primera mitad fue 2,6 veces mayor que el de la segunda mitad, una brecha superior a la de MISO en el mismo periodo (ver referencia mensual de febrero 2026 de MISO).

Entre zonas, los promedios mensuales revelan un gradiente de norte a sur modelado por la congestión:

El descuento de Maine refleja la congestión de norte a sur que limita las exportaciones hacia los centros de demanda del sur.

¿Por qué aumentó la generación con petróleo y benefició a BESS?

La red de gas en Nueva Inglaterra no puede abastecer tanto la calefacción como la generación eléctrica durante frío extremo. El consumo residencial de calefacción ocupó la capacidad del gasoducto a inicios de febrero, dejando a los generadores a gas sin combustible. Las plantas a petróleo intervinieron.

• Gas natural: 45,8%, +5,5% interanual
• Nuclear: 24,5%, estable
• Petróleo: 15,0% (2.064 MW promedio), frente al 1,7% del año anterior, concentrado en las dos primeras semanas
• Eólica: 662 MW promedio (4,8%), +18,6% interanual, aunque aún demasiado pequeña para compensar la restricción de gas en horas punta

La generación total de ISO-NE subió un 19,6% interanual hasta 9.225 GWh. Las unidades a petróleo fijaron el precio marginal en horas punta, desacoplando los precios mayoristas de los fundamentos del gas y ampliando la brecha punta-valle que impulsa el arbitraje de BESS.

¿Hasta qué punto se desacoplaron los precios del gas?

Henry Hub promedió $3,60/MMBtu. En la mayoría de los ISOs, el rango observado de $3,90/MMBtu se traduciría en un movimiento de precio eléctrico de $30-40/MWh. En ISO-NE, Algonquin Citygate, el principal punto de entrega de gas para las plantas eléctricas de Nueva Inglaterra, se desacopló de Henry Hub y la variación real fue mucho mayor.

El 9 de febrero, la tasa de calor implícita, calculada como el precio diario del hub dividido por el precio spot de gas en Algonquin Citygate, alcanzó 66,4 MMBtu/MWh — más de nueve veces la de una planta de ciclo combinado eficiente — confirmando que el petróleo, y no el gas, fijaba el precio marginal. Hacia finales de febrero, las tasas de calor bajaron a 13-20 MMBtu/MWh conforme el gas cayó por debajo de $3,15/MMBtu y los precios eléctricos lo siguieron.

La capacidad limitada de los gasoductos desde los Apalaches, que provoca el desacoplamiento de Algonquin Citygate del referente nacional, es la causa raíz tanto de los picos de precio como del auge de la generación con petróleo.

¿Qué impulsó la demanda y existe potencial para BESS?

La demanda bruta del sistema promedió 15.147 MW (+4,6% interanual), impulsada por el frío más que por crecimiento estructural. La carga neta promedió 14.363 MW (+4,1%). La brecha reducida en el pico solar (aprox. 1.000 MW) confirma que la oportunidad de BESS en ISO-NE proviene de picos de precio por clima, no de la curva de pato solar típica de ERCOT o CAISO.

Los precios siguieron un patrón de doble pico: aumentos de calefacción por la mañana y rampas vespertinas, con una leve caída al mediodía en comparación con los ISOs del sur.

¿Qué tan amplios fueron los spreads para BESS?

Los spreads TB diarios en el hub crecieron moderadamente interanual:

Los precios elevados de febrero anterior comprimieron estas ganancias. Los spreads en tiempo real estuvieron estables interanual (-0,5% una hora, -1,6% cuatro horas). El 9 de febrero, los spreads de cuatro horas en tiempo real alcanzaron $960/MW-día. Nueve días representaron la mayor parte del potencial de ingresos de BESS del mes.

Rhode Island registró el mayor spread de cuatro horas diario con $263/MW-día (+9,0%), reflejando condiciones locales más ajustadas de oferta y demanda, lo que favorece a BESS en los bolsillos de demanda del sur de Nueva Inglaterra. La mayor brecha entre el mercado diario y el tiempo real se dio en Maine: el spread diario más bajo ($238/MW-día) pero el spread en tiempo real más alto ($434/MW-día, +5,5% interanual). La congestión física en los corredores norte-sur genera escasez en tiempo real que la programación diaria no anticipa. Los operadores de BESS con capacidad de despacho en tiempo real podrían capturar esta diferencia.

¿Cómo cotizaron los servicios auxiliares?

El arbitraje de energía dominó los ingresos de BESS en febrero. Una descarga de cuatro horas el 9 de febrero podría capturar $960/MW-día solo de los spreads TB, 29 veces la tasa promedio de TMSR.

Incluso en su pico del 2 de febrero, TMSR capturaría menos del 8% del arbitraje del mejor día de spreads. Las reservas son marginales frente a los spreads TB en el invierno de ISO-NE.

Perspectivas

Los ingresos dependen de eventos: unos pocos días de invierno pueden definir el retorno anual. La participación en tiempo real es esencial: los spreads de cuatro horas superaron en un 57% al mercado diario en el hub y en un 82% en Maine.

Las restricciones de transmisión de norte a sur se activan de forma impredecible durante el despacho en tiempo real, creando escasez que el mercado diario no anticipa completamente. Las zonas congestionadas, especialmente Maine, ofrecieron retornos en tiempo real significativamente mayores de lo que sugerían los precios diarios.