Los precios de referencia en el norte del estado fueron hasta un 43% más altos este marzo en comparación con el año anterior, reduciendo la brecha con la ciudad de Nueva York. Los precios de capacidad impulsaron la mayor parte de la convergencia: los RCP (Precios de Capacidad de Referencia) en el norte subieron $10/MW-día interanual (150%) mientras que el RCP de NYC bajó casi $5/MW-día (11%). El REAP (Precio de Arbitraje de Energía de Referencia) fue un factor secundario, con diferenciales en el mercado diario mayormente estables o ligeramente más altos en todas las zonas.

La diferencia entre la zona más barata del norte (West, $41/MW-día) y NYC ($73) se redujo de $42 en marzo pasado a $32.

Puntos clave

• Los precios de referencia en el norte subieron entre 29% y 43% interanual, acercándose a NYC. NYC cayó un 1,7% hasta $72,70.
• El componente RCP impulsó la convergencia del precio de referencia. El RCP de NYC cayó un 11% ya que su precio UCAP bajó un 23%.
• Los REAP se mantuvieron estables, pero los diferenciales en tiempo real aumentaron considerablemente, liderados por Capital con $267/MW-día (+34% interanual). Las baterías que capturaron la volatilidad en tiempo real superaron al REAP basado en el mercado diario.
• Nine Mile Point 2 salió de servicio el 9 de marzo, reduciendo la generación nuclear en un 22%. La generación a gas aumentó un 29% para cubrir el déficit, empinando la curva de costos marginales.
• Una ola de frío en la semana 3 revirtió un periodo cálido, con máximas 14°F por debajo de los niveles de marzo de 2025. Los precios en tiempo real superaron los $250/MWh varias noches durante las horas pico.

El RCP impulsó la convergencia del precio de referencia

El precio spot UCAP de NYC cayó un 23% interanual a $6,24/kW-mes, mientras que en todas las demás zonas de capacidad subió un 111% interanual a $2,64/kW-mes. Esto sumó $10/MW-día a los RCP del norte y restó casi $5/MW-día al de NYC, aunque el RCP de NYC sigue siendo más del doble que el del resto del estado.

Los CAF más altos establecidos por NYISO para el año de capacidad 2025/26 amplificaron las ganancias fuera de NYC. Los CAF del norte subieron de 67% a 79%, y los de Long Island de 79% a 87%. El RCP de Long Island alcanzó $18,54/MW-día, por encima de todas las zonas del norte ($16,80) a pesar de compartir el mismo precio UCAP.

El REAP se mantuvo estable, pero los diferenciales en tiempo real se dispararon

Los REAP se mantuvieron prácticamente planos interanual, ya que los diferenciales en el mercado diario se mantuvieron estables.

El tiempo real fue otra historia. Los diferenciales TB4 en RT subieron en todas las zonas. Capital lideró con $267/MW-día, un 34% más que los $199/MW-día de marzo de 2025. NYC siguió con $251/MW-día (+35%), y Central con $232/MW-día (+26%). A nivel estatal, el diferencial TB4 en RT promedió $182/MW-día frente a $120/MW-día en el mercado diario, una prima del 52%.

Como el REAP utiliza los diferenciales del mercado diario, las baterías que capturaron la volatilidad en tiempo real superaron sistemáticamente el Precio de Referencia.

La forma horaria de los precios muestra qué impulsó la prima en RT. Las rampas vespertinas en 2026 fueron más pronunciadas que en 2025, con precios consistentemente superiores a los del año anterior a partir de la hora 17. Los precios matutinos fueron comparables.

Condiciones más ajustadas mantuvieron los diferenciales elevados a pesar de la tendencia posterior a la tormenta

Tanto los REAP como los diferenciales en RT descendieron desde el pico de enero. La tendencia a la baja refleja el impacto decreciente de la demanda invernal. Sin embargo, los diferenciales en RT de marzo se mantuvieron elevados interanual, señalando tensión por el lado de la oferta.

La Unidad 2 de Nine Mile Point salió de servicio el 9 de marzo para una recarga programada de combustible, eliminando aproximadamente 1,3 GW de capacidad nuclear. La producción nuclear promedio cayó un 22% interanual. La generación a gas aumentó un 29% para cubrir el hueco, y la generación dual subió un 6%. Estas tecnologías tienen costes marginales más altos que la nuclear, empinando la curva de oferta y elevando los precios incluso en días templados.

Los diferenciales de marzo también dependieron del clima. La semana 1 fue fría (máximas promediando 42°F), y los precios abrieron elevados. La semana 2 subió a máximas de 57°F y los precios bajaron. Luego, la semana 3 revirtió bruscamente, con máximas de 46°F y mínimas de 29°F, 14°F más frías que la misma semana de 2025. La volatilidad se disparó varias noches durante las horas pico (HE17-HE20), amplificada por la mezcla de generación más costosa tras la parada nuclear.

Al final del mes, las temperaturas volvieron a subir y tanto los precios DA como RT se estabilizaron en un rango primaveral estrecho.

Los servicios auxiliares añadieron un potencial adicional no rastreado

​Los mercados de servicios auxiliares ofrecen potencial de ingresos adicional al precio de referencia. Las baterías que suman ingresos por servicios auxiliares capturan un valor que ni el RCP ni el REAP reflejan.

Los precios de los servicios auxiliares siguieron la misma trayectoria que los precios de la energía. La capacidad de regulación promedió $18/MWh en tiempo real, aproximadamente el doble que en marzo de 2025, reflejando el mayor coste de oportunidad de mantener reservas cuando los precios de la energía están elevados. A medida que los precios de la energía bajaron hacia fin de mes, los precios de servicios auxiliares también descendieron.

Las primas nodales ofrecieron un beneficio adicional

​Al igual que los servicios auxiliares, los precios nodales quedan fuera del cálculo del precio de referencia. Las baterías en nodos premium capturaron valor adicional por encima de su REAP zonal.

La zona Capital lideró el mapa de ventajas nodales ISC en marzo. Los nodos con mejor desempeño superaron los $7/MW-día por encima del precio zonal de referencia de Capital de $50,30.

Republic 115kV (Bartonbrook) registró la prima más alta con $7,80/MW-día, seguido por Lachute Hydro ($7,61) e IP Ticonderoga ($7,48). Estos nodos se ubican en el corredor superior del Hudson Valley y Adirondacks, donde las restricciones de transmisión elevan los precios locales por encima de los promedios zonales.

Para los desarrolladores de BESS que evalúan la ubicación de proyectos ISC, el corredor Capital y Hudson Valley superior ofreció las primas nodales más fuertes en marzo, sumando cerca del 15% al precio de referencia zonal.