Los precios de capacidad marcaron la evolución de los precios de referencia de NYISO en octubre. Impulsaron a Long Island y Nueva York en direcciones opuestas, mientras que en la zona norte del estado los precios se mantuvieron estables.

El precio de referencia de Long Island subió un 45% interanual, hasta 106 $/MW-día. El aumento se debió al precio de capacidad, que superó en un 73% al de octubre del año anterior, después de que el excedente de capacidad de Long Island se redujera a la mitad. Long Island también registró el mayor diferencial Day-Ahead del estado, y las interrupciones del cable Neptune aumentaron la volatilidad Real-Time a mediados de octubre.

El precio de referencia de Nueva York cayó un 12%, hasta 120 $/MW-día. Las importaciones a través del Champlain Hudson Power Express (CHPE) aumentaron el excedente de capacidad en la subasta de la ciudad, y su precio de capacidad cayó un 19%. También se redujo el diferencial Day-Ahead, lo que disminuyó el precio de arbitraje energético.

Los precios de referencia de la zona norte del estado y Hudson Valley se mantuvieron prácticamente estables, con aumentos de entre el 1% y el 3%, hasta situarse entre 70 $/MW-día y 76 $/MW-día. Los mayores pagos por capacidad compensaron los menores diferenciales Day-Ahead.

Conclusiones principales

• El precio de referencia de Long Island subió un 45% interanual, hasta 106 $/MW-día. Su precio de capacidad, de 10,13 $/kW-mes, fue un 73% superior al de octubre del año anterior, y su diferencial Day-Ahead aumentó un 20%, hasta 155 $/MW-día.
• El precio de referencia de Nueva York cayó un 12% interanual, hasta 120 $/MW-día. Su precio de capacidad, de 12,60 $/kW-mes, fue un 19% inferior al de octubre del año anterior, y su diferencial Day-Ahead cayó un 8%.
• Los precios de referencia de la zona norte del estado y Hudson Valley subieron entre un 1% y un 3%. Los pagos por capacidad aumentaron 4 $/MW-día, mientras que el arbitraje energético cayó entre 2 $/MW-día y 3 $/MW-día.
• Los días de interrupción del cable Neptune representaron el 19% de las horas de octubre, pero concentraron el 43% de la congestión Real-Time de Long Island.