​La brecha de precios de referencia de abril entre el norte del estado y la ciudad de Nueva York se redujo en comparación con el año anterior. Sin embargo, se amplió notablemente entre marzo y abril, ya que los precios UCAP del norte del estado cayeron mientras que los de NYC 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 NYC apenas varió, manteniéndose en $6.26/kW-mes. El resultado: el precio de referencia de NYC se mantuvo alrededor de $73/MW-día, mientras que todas las zonas del norte del estado cayeron. Los precios del norte seguían siendo un 34-44% 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 NYC se mantuvo en $6.26, por lo que la brecha entre el oeste y NYC se amplió en $5/MW-día hasta $37/MW-día, incluso cuando los precios de referencia del norte aumentaron un 34-44% respecto a abril de 2025.
• El REAP del norte subió un 22-38% interanual, ya que los diferenciales TB4 del mercado del día anterior se ampliaron en todas las zonas. El suministro más ajustado debido a paradas secuenciales de recarga nuclear elevó el coste marginal en el mercado del día anterior y amplió la brecha entre las horas baratas y caras.
• Una ola de calor a mitad 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 máximo de $34/MWh. El 18 de abril se produjo la primera ventana sostenida de precios negativos del año, llegando a un mínimo de -$21/MWh.

Los precios UCAP del norte cayeron mientras NYC se mantuvo estable

Los precios UCAP del norte del estado se liquidaron en $1.82/kW-mes, un 31% menos que en marzo. NYC 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 NYC se mantuvo cerca de $41/MW-día. Como resultado, la brecha norte-NYC se amplió en $5/MW-día mes a mes.

Las tendencias interanuales sugieren una historia diferente. Los precios UCAP del norte aún están un 43% por encima de los $1.27 de abril de 2025, y los Factores de Acreditación de Capacidad aumentaron al 79% (desde 67%) para el invierno 2025-26.

En conjunto, el aumento de 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 subieron en todas las zonas de NYISO respecto al año anterior. Long Island lideró con $137/MW-día, un 38% más. El oeste, que marcó el mínimo con $98/MW-día, también subió un 22%.

Las fluctuaciones de suministro y las paradas programadas impulsaron los diferenciales TB elevados. La flota nuclear de Nueva York realizó relevos de recarga este mes. Nine Mile Point 2 volvió a operar a principios de mes. Ginna luego salió de servicio para recarga el 6 de abril y permaneció fuera 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 coste marginal de generación en el mercado del día anterior y traduciendo 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 RT estuvo marcada por dos eventos distintos: una ola de calor a mitad de mes y una ventana de precios negativos el sábado por la mañana.

Los diferenciales en tiempo real siguieron superando al mercado del día anterior. El nodo de referencia TB4 de NYISO se liquidó 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, unos 32°F por encima del promedio diario de abril de 2025. La demanda llegó a 20 GW ese día, elevando el pico de abril de 2026 un 5.7% por encima de abril de 2025, incluso cuando la demanda promedio bajó un 2%.

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

En cambio, el mercado del día anterior se liquidó en positivo esa mañana.

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

La ola de calor también provocó los mayores picos de precios de servicios auxiliares de abril. Los precios de regulación alcanzaron $34/MWh el 13 de abril, más del triple del nivel de principios de mes, cerca de $11/MWh. Las reservas giratorias siguieron: el spin de 10 minutos en NYC llegó a $24/MWh el 13 de abril y $22/MWh el 16 de abril. Este aumento refleja el mayor coste de oportunidad de mantener reservas cuando los precios de la energía están elevados.

A su vez, los precios de regulación de abril promediaron $14.24/MWh, un 28% más que los $11.11 de abril de 2025.

Las baterías que combinan ingresos por 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 de abril. Shoemaker 138kV en el condado de Orange presentó la mayor prima con $7.46/MW-día por encima del valor de 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.

El panorama cambió respecto a marzo, cuando Capital y el corredor superior del Hudson ocuparon los primeros puestos.

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