​La brecha de precios de referencia de abril entre el norte del estado y Nueva York se redujo año tras año. Sin embargo, se amplió notablemente entre marzo y abril, ya que los precios de la capacidad no forzada (UCAP) del norte del estado cayeron mientras que los de Nueva York se mantuvieron estables. Los precios UCAP del norte bajaron de $2.64/kW-mes en marzo a $1.82/kW-mes en abril (-31%), lo que redujo los Precios de Capacidad de Referencia (RCP) del norte en más de $5/MW-día. El precio UCAP de Nueva York apenas varió, manteniéndose en $6.26/kW-mes. El resultado: el precio de referencia de Nueva York se mantuvo alrededor de $73/MW-día, mientras que todas las zonas del norte del estado cayeron. Los precios del norte seguían siendo entre un 34% y 44% más altos que en abril de 2025, pero hubo menos convergencia que en marzo.

Puntos clave

• Los precios UCAP del norte del estado cayeron un 31% mes a mes hasta $1.82/kW-mes, reduciendo los RCP del norte en $5/MW-día. El precio UCAP de Nueva York se mantuvo en $6.26, por lo que la brecha entre el oeste y Nueva York se amplió en $5/MW-día hasta $37/MW-día, incluso cuando los precios de referencia del norte subieron un 34-44% respecto a abril de 2025.
• El REAP del norte aumentó un 22-38% interanual, ya que los diferenciales TB4 en el mercado del día anterior se ampliaron en todas las zonas. Un suministro más ajustado por paradas secuenciales de recarga nuclear elevó el costo marginal en el despacho del día anterior y amplió el diferencial entre horas baratas y caras.
• Una ola de calor a mediados de mes (13-17 de abril) elevó los precios en tiempo real por encima de $60/MWh y triplicó los precios de regulación hasta un pico de $34/MWh. El 18 de abril se produjo la primera ventana sostenida del año de precios negativos, llegando a un mínimo de -$21/MWh.

Los precios UCAP del norte del estado cayeron mientras que los de Nueva York se mantuvieron estables

Los precios UCAP del norte del estado se fijaron en $1.82/kW-mes, una caída del 31% respecto a marzo. Nueva York apenas se movió. La caída refleja condiciones de capacidad más holgadas en el norte durante la temporada intermedia.

Esa caída en el norte se trasladó a los precios de referencia. El componente de capacidad para baterías del norte bajó de $17/MW-día en marzo a $12/MW-día en abril. El de Nueva York se mantuvo cerca de $41/MW-día. Como resultado, la brecha norte-Nueva York se amplió en $5/MW-día mes a mes.

Las tendencias interanuales sugieren otra historia. Los precios UCAP del norte siguen siendo un 43% superiores a los $1.27 de abril de 2025, y los Factores de Acreditación de Capacidad aumentaron al 79% (desde el 67%) para el invierno 2025-26.

En conjunto, el aumento de los pagos y la mayor acreditación elevaron el RCP del norte casi $5/MW-día por encima de abril de 2025.

Los diferenciales del día anterior impulsaron los REAP en todo el estado

Los diferenciales TB4 del día anterior definen el REAP.

En abril, los diferenciales DA aumentaron en todas las zonas del NYISO respecto al año anterior. Long Island lideró con $137/MW-día, un 38% más. El oeste, que marcó el mínimo en $98/MW-día, también subió un 22%.

Las fluctuaciones de suministro y las paradas planificadas impulsaron los diferenciales TB elevados. La flota nuclear de Nueva York realizó un traspaso de recarga este mes. Nine Mile Point 2 volvió a operar al inicio del mes. Ginna luego salió de servicio para recarga el 6 de abril y permaneció fuera durante 2.5 semanas, reduciendo la producción nuclear promedio un 12% respecto a abril de 2025.

El gas (+570 MW) y el combustible dual (+557 MW) cubrieron el hueco, elevando el costo marginal de generación en el despacho del día anterior y traduciéndose directamente en diferenciales más amplios.

El tiempo real superó al día anterior durante la ola de calor y el exceso de oferta del sábado por la mañana

La prima en tiempo real estuvo definida por dos eventos distintos: una ola de calor a mediados de mes y una ventana de precios negativos el sábado por la mañana.

Los diferenciales en tiempo real continuaron superando a los del día anterior. El nodo de referencia TB4 del NYISO se fijó en $113/MW-día en DA y $176/MW-día en RT, muy por encima de los $89 y $130 de abril de 2025 respectivamente.

Abril alcanzó un máximo de 82°F el 16 de abril, aproximadamente 32°F por encima del promedio diario de abril de 2025. La demanda superó los 20 GW ese día, llevando el pico de abril de 2026 un 5.7% por encima de abril de 2025, incluso cuando la demanda promedio cayó un 2%.

Sin embargo, el 18 de abril se produjo la primera ventana sostenida del año de precios negativos: cinco horas entre las 7 a.m. y las 11 a.m. La demanda del sábado bajó a 12 GW esa mañana, coincidiendo con un fuerte viento (1.8 GW), el aumento matutino de la solar y la inflexibilidad de la nuclear e hidroeléctrica de base.

En contraste, el día anterior se liquidó en positivo esa mañana.

Los precios de regulación se triplicaron durante la ola de calor de mediados de mes

La ola de calor también provocó los mayores picos de precios de servicios auxiliares en abril. Los precios de regulación alcanzaron un máximo de $34/MWh el 13 de abril, más del triple del promedio de principios de mes cerca de $11/MWh. Las reservas rotativas siguieron: la rotación de 10 minutos de Nueva York alcanzó $24/MWh el 13 de abril y $22/MWh el 16 de abril. El aumento refleja el mayor costo de oportunidad de mantener reservas cuando los precios de la energía están elevados.

A su vez, el precio promedio de regulación en abril fue de $14.24/MWh, un 28% más que los $11.11 de abril de 2025.

Las baterías que combinan ingresos de servicios auxiliares capturan un valor que ni el RCP ni el REAP reflejan.

Los nodos del Valle del Hudson ofrecieron las mayores primas nodales de abril

El Valle del Hudson lideró el mapa de ventajas nodales en abril. Shoemaker 138kV en el condado de Orange tuvo la mayor prima con $7.46/MW-día por encima de la referencia zonal del Valle del Hudson, una ventaja del 17%.

Genesee compartió el liderazgo con Hyland LFGE (+$4.47) y Allegheny Cogen (+$4.25), ambos en el condado de Allegany.

La situación cambió respecto a marzo, cuando Capital y el corredor superior del Hudson ocuparon los primeros lugares.

En todo el NYISO, las primas nodales probablemente serán la forma más consistente en que las baterías superen su precio de referencia mes a mes