Este mes, el movimiento en los precios de referencia de NYISO estuvo estrechamente ligado a los mercados de capacidad, que establecen el Precio de Capacidad de Referencia (RCP) de cada zona.

El precio de referencia de la Ciudad de Nueva York cayó un 13% interanual, hasta $115/MW-día, ya que las importaciones a través de la Champlain Hudson Power Express (CHPE) redujeron su precio de capacidad en un 21%.

El precio de referencia de Long Island aumentó un 30%, hasta $99/MW-día. Su capacidad continuó liquidándose por separado del resto del estado, a un precio un 72% superior al de septiembre pasado. Esto se debió a dos cambios: NYISO aumentó el requisito de capacidad de Long Island del 106.5% al 110.3% de la demanda máxima, y la planta Pinelawn de 82 MW se retiró.

Los precios de referencia de Upstate y Hudson Valley aumentaron entre un 2% y un 7% respecto a agosto, incluso cuando la volatilidad de los precios disminuyó. Esto se debe a que los precios de capacidad del Resto del Estado subieron un 32% después de que Hydro-Québec no vendiera capacidad en la subasta estatal.

El potencial de arbitraje energético fue bajo, ya que los spreads TB4, la diferencia entre las cuatro horas más caras y las cuatro más baratas de cada día, alcanzaron un mínimo de 13 meses. El TB4 Day-Ahead, que establece el Precio de Arbitraje Energético de Referencia (REAP) de cada zona, promedió $100/MW-día en el nodo de referencia. Los spreads en Tiempo Real estuvieron por debajo del Day-Ahead la mayoría de los días, pero tres días a mediados de septiembre elevaron el promedio mensual de Tiempo Real un 14% por encima del Day-Ahead.

Puntos clave

• El precio de referencia de la Ciudad de Nueva York cayó un 13% interanual, hasta $115/MW-día. Su precio de capacidad de $12.39/kW-mes se situó un 21% por debajo del de septiembre pasado, ya que CHPE ha estado ofreciendo capacidad a la ciudad desde julio.
• El precio de referencia de Long Island subió un 30% interanual, hasta $99/MW-día. Su excedente de capacidad se redujo a la mitad, hasta 277 MW, y se liquidó a $10.13/kW-mes, un 70% por encima del Resto del Estado.
• Los precios de referencia de Upstate y Hudson Valley aumentaron entre un 2% y un 7% respecto a agosto. Los precios de capacidad del Resto del Estado subieron un 32%, hasta $5.97/kW-mes, ya que los premios de la subasta spot de Hydro-Québec bajaron de 523 MW a cero.
• El TB4 Day-Ahead promedió $100/MW-día, un mínimo de 13 meses. Los spreads en Tiempo Real promediaron un 14% por encima del Day-Ahead, debido a tres días a mediados de septiembre.

La capacidad representó entre el 60% y el 76% del precio de referencia de cada zona

El RCP representó el 76% del precio de referencia de la Ciudad de Nueva York en septiembre. En las demás zonas, representó entre el 60% y el 71%. De mayo a agosto, el RCP representó entre el 42% y el 72% de los precios de referencia.

Interanualmente, los precios de referencia bajaron en Downstate y se mantuvieron estables en Upstate. En la Ciudad de Nueva York y Long Island, el RCP se movió más que el REAP. El RCP de la Ciudad de Nueva York cayó $16/MW-día, mientras que su REAP cayó $1/MW-día. El RCP de Long Island subió $27/MW-día, mientras que su REAP cayó $4/MW-día.

En Upstate, ambos efectos se compensaron en gran medida. Los RCP aumentaron entre $3/MW-día y $4/MW-día, y los REAP cayeron entre $1/MW-día y $6/MW-día.

Hydro-Québec sumó excedente de capacidad en la Ciudad de Nueva York y lo retiró en Upstate

La subasta de capacidad de la Ciudad de Nueva York se liquidó a $12.39/kW-mes en septiembre, un 21% por debajo de los $15.73/kW-mes del año pasado. CHPE, que transporta energía de Hydro-Québec a la Ciudad de Nueva York, ha ofrecido capacidad en la Zona J desde la subasta de julio. La capacidad por encima del requisito de la ciudad subió de 629 MW, o 7.7%, en septiembre pasado a 866 MW, o 10.2%. Con un excedente mayor, la zona se liquida a un precio más bajo.