El cuello de botella en el suministro de gas en Nueva Inglaterra convirtió una ola de frío a principios de febrero en un evento de confiabilidad. La generación a base de petróleo aumentó un 939% interanual hasta representar 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 pudo haber incrementado los ingresos de las BESS.

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

Puntos clave

• La generación con petróleo se disparó al 15,0% de la mezcla desde el 1,7% del año anterior, una clara señal del cuello de botella en la infraestructura de gas de Nueva Inglaterra.
• El precio promedio mensual del hub en el mercado diario fue de $126,09/MWh, 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.
• Junto con 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 de promedio).
• El mayor spread de cuatro horas en tiempo real se registró en Maine ($434/MW-día), a pesar de que la zona tuvo los precios diarios más bajos.

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

Ocho de los primeros nueve días registraron precios diarios superiores a $200/MWh en el Internal Hub, con precios en tiempo real que alcanzaron $400,46/MWh el 2 de febrero. El promedio diario fue de $70,10/MWh a partir del 15 de febrero; el promedio de la primera mitad fue 2,6 veces el de la segunda mitad, una brecha más amplia que la de MISO en el mismo periodo (ver el benchmark mensual de MISO febrero 2026).

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

El descuento en 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 las BESS?

La red de gas de Nueva Inglaterra no puede abastecer tanto la calefacción como la generación eléctrica durante frío extremo. La calefacción residencial consumió la capacidad del gasoducto a principios de febrero, dejando a los generadores a gas sin acceso a combustible. Las plantas a base de petróleo intervinieron.

• Gas natural: 45,8%, +5,5% interanual
• Nuclear: 24,5%, estable
• Petróleo: 15,0% (2.064 MW promedio), subió desde el 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 pico

La generación total de ISO-NE aumentó un 19,6% interanual hasta 9.225 GWh. Las unidades a petróleo fijaron el precio marginal en horas pico, desacoplando los precios mayoristas de los fundamentos del gas y ampliando la brecha entre horas pico y 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 precios de energía 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. A finales de febrero, las tasas de calor bajaron a 13-20 MMBtu/MWh a medida que el gas cayó por debajo de $3,15/MMBtu y los precios de la energía lo siguieron.

La capacidad limitada de los gasoductos desde los Apalaches, que provoca el desacoplamiento de Algonquin Citygate respecto al punto de referencia nacional, es la causa raíz tanto de los picos de precios como del auge en la generación a base de 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 clima frío más que por crecimiento estructural. La carga neta promedió 14.363 MW (+4,1%). La estrecha brecha en el pico solar (alrededor de 1.000 MW) confirma que la oportunidad para BESS en ISO-NE proviene de picos de precios causados por el clima, no de la curva de pato solar vista en ERCOT o CAISO.

Los precios siguieron un patrón de doble pico: aumentos matutinos por calefacción y rampas vespertinas, con un descenso suave al mediodía en comparación con los ISOs del sur.

¿Qué tan grandes fueron los spreads de BESS?

Los spreads TB en el mercado diario en el hub crecieron moderadamente interanual:

Los precios elevados del febrero anterior comprimieron estas ganancias. Los spreads en tiempo real estuvieron planos interanual (-0,5% para una hora, -1,6% para 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 las BESS durante el mes.

Rhode Island registró el mayor spread de cuatro horas en el mercado diario con $263/MW-día (+9,0%), reflejando condiciones locales de oferta y demanda más ajustadas que favorecen a las BESS en los bolsillos de demanda del sur de Nueva Inglaterra. La mayor brecha entre mercado diario y 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 brecha.

¿Cómo se valoraron los servicios auxiliares?

El arbitraje energético dominó los ingresos de las BESS en febrero. Una descarga de cuatro horas el 9 de febrero pudo capturar $960/MW-día solo a partir de spreads TB, 29 veces la tarifa 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% a los del mercado diario en el hub y en un 82% en Maine.

Las restricciones de transmisión de norte a sur afectan 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 reales significativamente más altos que los sugeridos por los precios diarios.