New England Clean Energy Connect (NECEC) entró en operación comercial el 16 de enero de 2026. La línea de transmisión en corriente continua transporta hasta 1.200 MW de energía hidroeléctrica de Hydro-Quebec hasta Lewiston, Maine.

NECEC cumplió con sus entregas contratadas siempre que estuvo en funcionamiento, y Maine registró precios inferiores al resto de ISO-NE en todos los días de verano en que la línea estuvo operativa. Durante el verano, el spread top-bottom de cuatro horas del mercado diario de Maine (TB4) promedió $28/MW-día por debajo del promedio de todo el RTO en 78 días en línea. En contraste, los 14 días en que NECEC estuvo fuera de servicio promediaron solo $3/MW-día menos.

Los spreads TB4 más bajos de Maine se concentraron en el 2 y 3 de julio, los dos días más volátiles del verano, cuando las importaciones deprimieron los precios en las horas pico que impulsaron la volatilidad en el resto del RTO.

Puntos clave

• NECEC funcionó como base contratada, promediando 1.075 MW excluyendo dos interrupciones. La entrega registrada en verano de la línea, de 2.019 GWh, equivalió al 75% del consumo de Maine.
• El precio diario de Maine promedió $7/MWh menos que el resto de ISO-NE cuando NECEC estuvo en línea, contra $1/MWh menos cuando estuvo fuera de servicio. La congestión detrás de la interfaz Maine-New Hampshire representó la mitad del descuento.
• Phase II, otra línea entre Hydro-Quebec e ISO-NE, pasó de importar un promedio de 221 MW a ser exportador neto. Quebec aún entregó un neto de 910 MW a ISO-NE a través de sus tres conexiones, un aumento de 640 MW año contra año.
• Los spreads más bajos de Maine fueron más notorios el 2 y 3 de julio, los dos días más volátiles del verano, cuando la escasez elevó los spreads de las otras zonas mucho más que los de Maine. Esos dos días estuvieron $946/MW-día y $686/MW-día por debajo del promedio de las siete zonas.

NECEC entregó sus flujos contratados siempre que estuvo en línea

NECEC es la más nueva de las tres conexiones de Hydro-Quebec con Nueva Inglaterra. Phase II, una línea de 2.000 MW hacia Sandy Pond, Massachusetts, y la conexión más pequeña de Highgate hacia Vermont se construyeron décadas antes. Junto a New Brunswick y tres conexiones con Nueva York, ISO-NE comercia a través de siete interfaces externas en total.

Las importaciones de NECEC promediaron 915 MW durante el verano, incluyendo interrupciones. Excluyendo los 14 días fuera de línea, el promedio fue de 1.079 MW, dentro del 1% del contrato de 1.090 MW. Los promedios horarios oscilaron entre 1.065 y 1.087 MW, mostrando importaciones consistentes a lo largo del día. Se considera un día en línea cuando el flujo horario máximo de NECEC supera los 300 MW, lo que ocurrió en 78 de los 92 días de verano.

Tres interrupciones sacaron a NECEC de servicio en los últimos seis meses. La primera fue del 7 al 17 de abril, antes del verano, y las otras del 25 de mayo al 8 de junio y del 24 al 30 de agosto. ISO-NE informó que la ventana de mayo fue una parada programada de la línea de entrega Merrill Road a Larrabee. La interrupción de agosto no tiene causa informada en los reportes de ISO-NE ni en la prensa.

NECEC transformó el intercambio más amplio entre Canadá y Nueva York

Los intercambios de Nueva Inglaterra con Hydro-Quebec y NYISO cambiaron de comportamiento cuando NECEC entró en línea. Phase II pasó de importar un promedio de 221 MW en el verano de 2025 a exportar un neto de 42 MW hacia Quebec. Highgate bajó de 49 MW a 37 MW. En total, las tres conexiones de Hydro-Quebec aún entregaron un neto de 910 MW a Nueva Inglaterra, un aumento de 640 MW respecto al verano anterior.

Las importaciones netas a través de las siete interfaces externas casi se cuadruplicaron, de 347 MW a 1.331 MW entre ambos veranos. Las otras cuatro interfaces sumaron 344 MW, junto con los 640 MW de las conexiones de Hydro-Quebec. Estas importaciones adicionales trajeron energía barata a ISO-NE y redujeron los spreads. Los spreads TB4 del hub en el mercado diario cayeron un 19% año contra año, de $241/MW-día a $195/MW-día.

Una interfaz vinculante entre Maine y New Hampshire convirtió a Maine en una zona de precios localmente deprimidos

El precio diario de energía de Maine promedió $7/MWh menos que el resto de ISO-NE ponderado por carga en los días de verano en línea, frente a $1/MWh en los días fuera de línea. La congestión explicó $3,6/MWh del descuento y las pérdidas $3,2/MWh.

ISO-NE atribuye los precios bajos de Maine a principios de julio a la interfaz vinculante Maine-New Hampshire. Cuando esa interfaz se congestiona, Maine se convierte en una zona de precios aislada localmente. Las importaciones de NECEC, casi del tamaño de la carga promedio de Maine, quedan detrás de la restricción y deprimen los precios de Maine en vez de los de todo ISO-NE.

La supresión de spreads solo se dio en los dos días más volátiles del verano

NECEC deprimió los precios de Maine todos los días que estuvo en línea, pero solo tuvo un impacto significativo en los spreads el 2 y 3 de julio, los dos días más volátiles del verano. En los días típicos, el descuento se mantuvo durante las 24 horas, por lo que la forma top-bottom de Maine permaneció intacta. Cuando la escasez hizo que la interfaz Maine-New Hampshire se congestionara, el precio máximo de ISO-NE no alcanzó Maine, y las unidades que fijaban precios en otras zonas no lo hicieron en Maine.

El 2 y 3 de julio se registraron los spreads más amplios del pool en el verano, con el promedio TB4 diario de siete zonas alcanzando $3.041/MW-día y $1.343/MW-día. Maine alcanzó $2.095/MW-día y $657/MW-día. Estos dos días explicaron el 74% del déficit de spreads de Maine en días en línea.

El 2 de julio, Boston superó los 100F y la demanda de ISO-NE alcanzó un máximo de 25 GW. CHPE entregó su bloque completo de 1.250 MW por la tarde a la ciudad de Nueva York ese mismo día. El 3 de julio, las importaciones se mantuvieron entre 1.087 y 1.089 MW todo el día y el spread de Maine fue menos de la mitad del pool.

El 2 de julio, toda la diferencia se concentró en las horas pico. Los cuatro precios diarios más altos de Maine promediaron $568/MWh frente a $808/MWh en las otras zonas, mientras que las cuatro horas más baratas igualaron el pool. Los otros 11 días que superaron los 90F en Boston estuvieron $16/MW-día por debajo del promedio de las siete zonas en el mercado diario, en línea con los días calurosos de 2022-2025.

¿Qué significa NECEC para las baterías de Maine?

NECEC promedió 915 MW en todas las horas de verano, un factor de capacidad del 76%. El benchmark de julio de Modo Energy aún modeló los ingresos de BESS en Maine en $14,5/kW-mes, dentro del 1% de la zona NEMA/Boston. La reserva no giratoria de diez minutos en el mercado diario representó el 73% de ese total.

Para inversores y desarrolladores que evalúan ISO-NE, NECEC limita el potencial de arbitraje de Maine en los días más volátiles. Cuando NECEC operó a sus flujos contratados detrás de la interfaz vinculante Maine-New Hampshire, Maine despejó por debajo del pool.

Las reservas, más que la captura de spreads, sostienen el caso de ingresos para BESS en ISO-NE. Esto se debe más al diseño del mercado de reservas que a NECEC, y se mantendrá hasta que el mercado de servicios complementarios se sature con nuevos proyectos BESS elegibles.