En junio de 2026, el mercado de capacidad, y no la escasez energética, impulsó la diferencia entre zonas en NYISO, liderado por la ciudad de Nueva York. La capacidad representó el 82% de ese precio de referencia, en vez de picos energéticos.

El precio de referencia de la ciudad de Nueva York alcanzó los $266/MW-día en junio de 2026, más del doble que cualquier otra zona del estado. La capacidad no forzada (UCAP) de la ciudad se liquidó en $32.53/kW-mes en la subasta de junio, aproximadamente cuatro veces el precio estatal, tras quedar la oferta dentro de la ciudad apenas un 0.09% por encima del requisito. Esto se debió a un retraso en la disponibilidad de la Champlain Hudson Power Express (CPHE), que conecta la energía hidroeléctrica canadiense con NYC.

Puntos clave

• El precio de referencia de la ciudad de Nueva York alcanzó $266/MW-día, más del doble que cualquier otra zona. La capacidad fue el 82% de ese valor, impulsada por una subasta de junio que se liquidó en $32.53/kW-mes con solo 0.09% de exceso de oferta.
• El Precio de Capacidad de Referencia (RCP) dividió NYISO en dos. El RCP de NYC fue de $219/MW-día, frente a $54/MW-día en el resto del estado.
• Los spreads top-bottom (TB4) día-adelantado lideraron en el sur del estado. Long Island encabezó el estado con $196/MW-día y NYC siguió con $190/MW-día, estableciendo los valores REAP más altos.
• Los spreads top-bottom en tiempo real fueron más altos que los día-adelantado en todas las zonas. El precio en tiempo real de NYC alcanzó un máximo de $612/MWh, el 27% del pico de $2,236/MWh de junio de 2025.

El precio de referencia de NYC duplicó al resto de las zonas

El precio de referencia es el benchmark del ISC, expresado en $/MW-día. Suma un término de capacidad (RCP) y uno de energía (REAP).

NYC lideró con $266/MW-día. Long Island fue segunda con $128/MW-día. Las zonas del Lower Hudson Valley (Hudson Valley, Millwood y Dunwoodie, zonas G a I) se agruparon entre $96 y $97/MW-día. El resto del estado osciló entre $84/MW-día en West y $95/MW-día en Central. West tuvo el precio de referencia más bajo de Nueva York.

La diferencia fue casi totalmente por capacidad. Solo el RCP de NYC, de $219/MW-día, superó el precio de referencia completo de cualquier otra zona. El resto de la diferencia provino del spread día-adelantado, que determina el REAP de cada zona.

La ciudad de Nueva York tiene restricciones de transmisión, por lo que NYISO requiere que una parte mínima de la capacidad estatal esté dentro de la ciudad. Cuando la oferta local es ajustada, el mercado de capacidad de NYC se liquida muy por encima del resto del estado. El UCAP de NYC se liquidó en $32.53/kW-mes. Long Island lo hizo en $11.70/kW-mes, con 4.66% de exceso de oferta. El resto del estado se liquidó en $7.87/kW-mes, con 3% de exceso.

Junio está dentro del Año de Capacidad 2026-27, así que los factores de acreditación se mantienen desde mayo. El CAF CHPE-Out 2026-27 fue 82.3% para el resto del estado, 81.8% para Lower Hudson Valley (zonas G a I), 80.8% para NYC y 81.0% para Long Island.

Los spreads día-adelantado en NYISO fueron mayores en el sur del estado

El REAP es una cuarta parte del spread TB4 día-adelantado. Así, el mercado día-adelantado determina el componente energético del precio de referencia.

Long Island lideró el spread día-adelantado con $196/MW-día, para un REAP de $49/MW-día. NYC siguió con $190/MW-día, para un REAP de $47/MW-día. Las zonas del Lower Hudson Valley estuvieron entre $171-$174/MW-día en el día-adelantado. Las zonas del norte agruparon valores menores, con West como la más baja en $122/MW-día y un REAP de $30/MW-día.

Por lo tanto, Long Island tuvo el REAP más alto del estado. Pero su bajo precio de capacidad dejó su precio de referencia total en menos de la mitad que el de NYC.

La volatilidad en tiempo real de NYISO bajó interanualmente ya que el calor del verano no alcanzó los niveles de 2025

Junio de 2026 fue un mes energético más estable que el año anterior. El precio en tiempo real de NYC promedió $54/MWh durante el mes y alcanzó un máximo de $612/MWh el 10 de junio en la hora de las 2 PM (hora terminando a las 3 PM).

La caída interanual se debe a un efecto base, no a un 2026 inusualmente tranquilo. La cúpula de calor del pasado junio llevó a NYISO a un pico de 32 GW con 54 horas por encima de 25 GW y llevó a Central Park a un récord de 99°F. En contraste, junio de 2026 alcanzó un máximo de 28 GW en solo 17 horas similares.

Ese pico fue aproximadamente una cuarta parte del de junio de 2025, cuando el precio en tiempo real de la ciudad alcanzó $2,236/MWh. El precio pico de las 5 PM fue 42% menor al del año anterior ($102/MWh frente a $175/MWh), y los precios de la tarde en general fueron 23% más bajos.

Dos episodios de calor afectaron el sur del estado. La ola de calor de la Costa Este a mediados de junio (del 10 al 12) elevó el pico del mes a $612/MWh. Otra ola de calor cerró junio, con temperaturas de tres dígitos previstas para el sur del estado.

Ninguno de los episodios reprodujo la escasez de 2025. Los spreads TB4 en tiempo real cayeron en todo el estado año tras año. El spread en tiempo real de NYC promedió $290/MW-día, frente a $559/MW-día un año antes. El de Long Island bajó a $270/MW-día desde $781/MW-día.

La regulación lideró los precios auxiliares en NYISO, alcanzando $77/MWh el 11 de junio

Los precios de servicios auxiliares siguieron el mismo calor del 10 de junio. La regulación en tiempo real alcanzó $77/MWh el 11 de junio, frente a una mediana mensual de $12/MWh. Las reservas alcanzaron su pico el mismo día, con 10 minutos de spinning a $62/MWh y 30 minutos operativos a $58/MWh desde un punto de partida casi nulo.

La regulación y las reservas quedan fuera del precio de referencia, que solo acredita la capacidad y el spread energético día-adelantado. El ISC liquida una batería según ese precio de referencia, por lo que los ingresos por regulación y reservas cuentan como ingresos adicionales al precio de ejercicio.

¿Qué nos dice junio?

El precio de referencia de NYC duplicó al de todas las demás zonas en junio de 2026, y la capacidad fue el 82% de ese valor. Una subasta local muy ajustada, con solo 0.09% sobre el requisito, fijó el UCAP de la ciudad en aproximadamente cuatro veces el precio estatal.

La energía fue menos volátil en comparación con junio de 2025. Los spreads día-adelantado se concentraron en el sur del estado, pero la volatilidad en tiempo real bajó interanualmente ya que el calor del verano no alcanzó la escasez de 2025 pese a temperaturas elevadas.

En la mayor parte de Nueva York, el precio de referencia sigue el precio de liquidación de capacidad, y la arbitraje energética y los servicios auxiliares son donde las baterías pueden superarlo.