​El precio de referencia de la ciudad de Nueva York se mantuvo en $199.6/MW-día en julio de 2026, un aumento de solo 3.4% interanual. Sin embargo, sus dos componentes se movieron en direcciones opuestas. El componente de capacidad, el Precio de Referencia de Capacidad (RCP), cayó un 61% desde junio a $84.46/MW-día. El componente de energía, el Precio de Referencia de Arbitraje Energético (REAP), subió un 143% desde junio a $115.14/MW-día. Julio fue la primera subasta de capacidad para Champlain Hudson Power Express (CHPE), lo que redujo los precios de capacidad en NYC, y una ola de calor a principios de julio amplió los diferenciales en el mercado del día anterior.

La capacidad representó el 42% del precio de referencia de la ciudad en julio, bajando desde el 82% en junio.

La disminución en el precio de capacidad limitó a su vez la prima de localización de la ciudad de Nueva York. Su precio de referencia fue 3.2 veces el de la zona más débil del norte del estado en mayo, y solo 2.1 veces en julio.

Puntos clave

• El precio UCAP de la ciudad de Nueva York cayó un 62% desde junio, a $12.41/kW-mes, ya que CHPE pudo ofrecer capacidad por primera vez. Eso redujo a la mitad la proporción de capacidad al 42% del precio de referencia de la ciudad, desde el 87% en mayo.
• Los diferenciales TB4 del día anterior promediaron $302/MW-día en el nodo de referencia, un aumento del 11% interanual. Una ola de calor estatal del 1 al 3 de julio aportó el 44% de los ingresos potenciales del día anterior en solo tres días. El día anterior define el REAP, por lo que esos días fijaron la mitad energética del precio de referencia.
• La regulación NYCA alcanzó un máximo de $139/MWh el 2 de julio, seis veces el promedio mensual de $22.90/MWh. Esto es un ingreso adicional, más allá del RCP y el REAP, que las baterías capturan siguiendo la señal de regulación durante las horas de mayor precio.

Los precios de referencia convergieron entre las zonas de Nueva York

El RCP traslada el resultado del mercado de capacidad al precio de referencia, y en la ciudad de Nueva York históricamente ha sido el componente más grande. La capacidad representó el 87% del precio de referencia de $244/MW-día en mayo. En julio representó solo el 42% de $200/MW-día.

El cambio redujo el rango de precios de referencia entre zonas. La brecha entre la zona más fuerte y la más débil cayó un 39%, de $167/MW-día a $103/MW-día.

El norte del estado se ubicó entre $96.94/MW-día en North y $113.25/MW-día en Capital. Todos se mantuvieron dentro del 1.3% respecto a julio pasado, excepto Capital, que cayó un 8.5%. Dunwoodie lideró el grupo del Valle del Hudson con $143.71/MW-día, un aumento del 14.2%.

Long Island fue la que más subió, a $196.72/MW-día, un 32.5% más. Su precio UCAP casi se duplicó interanualmente y tuvo el mayor diferencial del día anterior del estado. El precio de referencia de Long Island ahora está al nivel de la ciudad de Nueva York.

Champlain Hudson Power Express redujo el precio de capacidad

La ciudad de Nueva York tiene restricciones de transmisión, por lo que NYISO exige que una parte mínima de la capacidad adquirida esté dentro de la ciudad. Cuando la capacidad interna es escasa, NYC liquida por encima del resto del estado.

CHPE entró en operación comercial el 13 de mayo, entregando energía hidroeléctrica de Quebec a NYC. No cumplió con el plazo de notificación de NYISO para la subasta de mayo, así que la línea contó como energía pero no como capacidad en mayo y junio. Julio fue el primer mes de participación en los mercados de capacidad.

El UCAP de NYC se liquidó en $12.4/kW-mes, frente a $32.5/kW-mes en junio y $15.9/kW-mes en julio de 2025. Long Island se liquidó en $10.46/kW-mes y el resto del estado en $4.14/kW-mes.

NYISO también cambió las acreditaciones de capacidad tras la participación de CHPE. Julio utiliza los factores de acreditación que NYISO publica con CHPE modelado dentro, en vez de fuera. El factor de batería de cuatro horas de la ciudad de Nueva York subió de 80.75% a 84.39%. Eso compensó parte de la caída de precio, dejando el RCP de NYC en $84.46/MW-día.

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Una ola de calor estatal impulsó los diferenciales de julio

Una ola de calor del 30 de junio al 4 de julio marcó las temperaturas, cargas, precios y diferenciales más altos del mes. Las máximas estatales llegaron a 94.2°F el 2 de julio, frente a un promedio mensual de 82.6°F.

La demanda de refrigeración elevó la carga. NYISO alcanzó un pico de 31,221 MW el 2 de julio, aproximadamente el 92% del récord histórico del estado fijado en julio de 2013.