Resumen Ejecutivo
La subasta de diciembre de NYISO indica mayores ingresos por capacidad para las baterías en Long Island y la Ciudad de Nueva York. Las curvas de demanda para el invierno 2025–2026 elevan los topes de precios en ambas zonas, mientras que los requisitos se mueven en direcciones opuestas.
Actualmente, los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en el estado de Nueva York solo aportan 14 MW de UCAP acreditada en invierno, con 2 GW esperados para 2030. Por ello, los precios de liquidación de diciembre señalan el potencial de ingresos futuros para el almacenamiento, más que reflejar ingresos actuales. Long Island muestra el mayor potencial alcista en precios. La Ciudad de Nueva York mantiene su prima de precio a pesar de menores requisitos de capacidad. Es probable que las zonas estatales y del sur del estado se alineen con el invierno pasado, a menos que haya cambios en la oferta.
Las curvas de demanda de este invierno muestran tres cambios medibles:
- El requisito de capacidad de la Ciudad de Nueva York disminuye mientras que el de Long Island aumenta. Estos cambios alteran la cercanía de cada zona a la escasez.
- Los precios de referencia y máximos de liquidación suben en la Ciudad de Nueva York y Long Island. Estos aumentos amplían el rango de precios de invierno si la oferta se ajusta.
- Los CAF actualizados para 2025-26 incrementan el valor de UCAP para sistemas de cuatro horas o más. Estas modificaciones alteran los ingresos confiables por capacidad por MW.
1. Los pagos por capacidad pueden aportar más del 50% de los ingresos de BESS
El almacenamiento de energía con baterías en Nueva York obtiene ingresos por arbitraje energético, servicios auxiliares y capacidad confiable. Los ingresos por capacidad confiable representan una parte significativa de los ingresos anuales.
En 2023 y 2024, una batería hipotética de cuatro horas pudo haber obtenido hasta el 50% de sus ingresos totales solo por pagos de capacidad. Los sistemas de seis y ocho horas reciben una proporción mayor porque los Factores de Acreditación de Capacidad (CAF) más altos generan mayores pagos de capacidad por MW.
Los ingresos por capacidad y su confiabilidad son especialmente importantes al evaluar diferentes duraciones de proyectos BESS. Esto es aún más relevante dado que:
- El ingreso por capacidad representa una proporción cada vez mayor para recursos de mayor duración (es decir, de 6 horas o más)
- El ingreso por capacidad puede variar sustancialmente entre los meses de verano e invierno, ya que los CAF de BESS varían por temporada.
Para muchos proyectos, los ingresos confiables por capacidad determinan si los retornos superan los umbrales de financiamiento en Nueva York, junto con el Crédito de Almacenamiento por Índice.
2. Comprendiendo la estructura del mercado de capacidad de NYISO
Las curvas de demanda de NYISO reemplazan las ofertas para comprar capacidad en subastas mensuales. Estas curvas establecen los precios de liquidación según la relación entre la oferta certificada y los requisitos mínimos de confiabilidad.
El mecanismo funciona así: NYISO calcula la capacidad certificada total para cada zona. Los generadores presentan ofertas para vender capacidad. La curva de demanda se cruza con la oferta total para determinar el precio de liquidación. Todas las ofertas aceptadas reciben este precio uniforme.
Cuando la oferta certificada cae por debajo del requisito mínimo, los precios suben rápidamente en la parte empinada de la curva, incentivando nuevas entradas. A medida que la oferta supera el requisito, los precios bajan gradualmente, señalando excedente. Cuando la oferta alcanza el 112-118% del requisito (según la zona), los precios llegan a cero en el “punto de cruce cero”.
Para mantener estos cálculos actualizados, NYISO opera en un ciclo de cuatro años: un proceso completo de partes interesadas reinicia las curvas, luego actualizaciones anuales mediante fórmulas predeterminadas las mantienen entre reinicios. El ciclo actual es de 2025 a 2029. Este reinicio introdujo un cambio importante: NYISO estableció curvas de demanda separadas para verano e invierno en cada zona de capacidad, reflejando diferentes riesgos de confiabilidad estacional.
Los requisitos de la Ciudad de Nueva York bajan mientras Long Island se ajusta
El precio máximo de liquidación de invierno en Long Island saltó a $70.81/kW-mes, superando a la Ciudad de Nueva York como el mayor tope de escasez del estado. Esto revierte el patrón del verano 2024, donde el tope máximo de NYC ($33.05/kW-mes) superaba al de Long Island ($27.78/kW-mes).
El cambio estacional es notable: el máximo de invierno de Long Island está un 155% por encima de su nivel de verano, mientras que el de NYC subió un 66%. Zonas menos restringidas muestran primas menores: Downstate subió 12% a $27.72/kW-mes y el promedio estatal aumentó 25% a $22.62/kW-mes.
Ahora Long Island ofrece los mayores ingresos potenciales por escasez en el estado de Nueva York.
Estos cambios generan tres señales de inversión:
- Los menores requisitos de la Ciudad de Nueva York reducen el riesgo inmediato de escasez.
- Los topes de precios más altos en NYC y Long Island amplían el potencial de ingresos.
- Los requisitos más estrictos de Long Island generan la señal de escasez más fuerte.
3. NYISO paga a las baterías según capacidad no forzada, no instalada
NYISO compensa a los recursos por su capacidad de apoyar la red durante la hora de mayor riesgo en invierno. Tres conceptos definen este proceso.
La Capacidad Instalada (ICAP) es la potencia nominal de un recurso. La Capacidad No Forzada (UCAP) es la proporción de ICAP que se espera esté disponible durante la hora de mayor estrés. El Factor de Acreditación de Capacidad (CAF) determina cuánto de la ICAP contribuye a la UCAP mediante un descuento.
Por ejemplo, una batería de 100 MW con un CAF de 0.78 aporta 78 MW de UCAP.
NYISO paga el precio de liquidación en función de la UCAP. Por eso, el CAF determina los ingresos por capacidad. La tabla de CAF para el invierno 2025–2026 cambia la economía de la duración.
En la Ciudad de Nueva York, el CAF de cuatro horas es 78.5%, mientras que el de dos horas es 64.9%, una diferencia del 21% en UCAP. Long Island muestra una brecha aún mayor: el CAF de cuatro horas alcanza 87.1%, pero el de dos horas cae a solo 52.7%, generando una diferencia del 66%. En cambio, los sistemas de seis y ocho horas alcanzan CAF entre 85–99% en todas las zonas. Las diferencias entre zonas se deben a las previsiones de picos de demanda eléctrica y restricciones de capacidad en áreas de alta demanda, como la Ciudad de Nueva York.
CAF más altos aumentan los ingresos por capacidad por MW aunque la ICAP se mantenga igual. Las baterías de dos horas siguen siendo elegibles para pagos de capacidad, pero entregan menos UCAP. La estructura de CAF refuerza la relevancia comercial de los sistemas de cuatro horas y condiciona la elección de duración para nuevos proyectos.
4. La Ciudad de Nueva York ha superado en un 250% los niveles estatales desde 2023
Los precios de capacidad en la Ciudad de Nueva York cayeron casi a cero a principios de 2021, pero subieron de forma constante hasta 2023. Desde entonces, NYC ha mantenido precios 250% superiores al resto del estado, promediando $12-20/kW-mes mientras que los precios estatales se mantuvieron entre $2-6/kW-mes. El retiro de plantas térmicas redujo la oferta local a medida que aumentaban los requisitos invernales, ajustando el equilibrio oferta-demanda. La reducción de requisitos para 2025–2026 marca la primera reversión de esa tendencia.
Las reglas de adquisición de capacidad local refuerzan este patrón:
- Zona J (Ciudad de Nueva York): los LSE deben adquirir localmente el 75.6% de la demanda máxima pronosticada.
- Zona K (Long Island): los LSE deben adquirir el 107.3%.
- Lower Hudson Valley (G–J): los LSE deben adquirir el 86.9%.
Cómo funcionan las restricciones de localidad:
Los límites de transmisión impiden que ciertos bolsillos de carga importen capacidad ilimitada del resto del estado. Por ello, NYISO establece Requisitos de Capacidad Local (LCR) para zonas restringidas: porcentajes mínimos de la demanda máxima local que deben cubrirse con recursos locales.
La subasta liquida en secuencia de la zona más a la menos restringida:
- La Ciudad de Nueva York liquida primero según su LCR
- Long Island liquida segundo según su LCR
- G-J Locality liquida tercero según su LCR
- NYCA (estatal) liquida al final, incorporando todos los requisitos locales
El precio de liquidación de cada zona refleja su propio equilibrio entre oferta y demanda. Las zonas restringidas suelen liquidar con primas respecto al precio estatal. Los recursos ubicados en zonas restringidas pueden vender localmente al precio zonal más alto o exportar a zonas menos restringidas a precios más bajos.
El exceso de capacidad adquirida en una zona puede asignarse a los LSE de otras zonas según la proporción de carga, pero primero debe cumplirse con los requisitos de localidad.
5. Long Island y la Ciudad de Nueva York muestran señales alcistas de precios
El precio de liquidación de diciembre reflejará tres cambios: requisitos, topes de precios y reglas de acreditación. Estos factores definen la exposición a escasez por zona.
Solo 14 MW de BESS están incluidos en la evaluación de capacidad de invierno 2025-26 de NYISO, según el Gold Book y los descuentos invernales de NYISO. Esto representa una parte insignificante de la subasta de capacidad. Como la participación aún es baja, estas subastas son indicadores clave para los futuros ingresos de BESS.
Perspectiva direccional según el movimiento de la curva de demanda
Los precios de referencia y máximos de liquidación suben tanto en la Ciudad de Nueva York como en Long Island. Estos cambios aumentan el precio potencial de liquidación si la disponibilidad invernal disminuye.
1. El requisito de la Ciudad de Nueva York disminuye mientras los precios suben
El requisito de UCAP de NYC baja un 6% interanual. El precio de referencia sube un 1% y el precio máximo salta un 65%. Se requiere menos capacidad, pero los precios son más altos si la oferta se ajusta.
2. Long Island muestra el mayor potencial alcista en precios
El requisito de UCAP de Long Island sube un 2%, siendo la única zona donde aumentan los requisitos. El precio de referencia sube un 45% y el precio máximo se dispara un 155%. Más requisitos y topes más altos incrementan la probabilidad de escasez.
3. Las zonas estatales y del sur del estado se mantienen estables
Los requisitos de UCAP suben un 1% a nivel estatal y bajan un 6% en Downstate (G-J Locality). Los precios de referencia bajan un 2-3% en ambas zonas. Los precios máximos suben 13-25%, pero desde niveles más bajos que los bolsillos de carga.
6. Volatilidad del mercado en las subastas de capacidad
La volatilidad histórica en la Ciudad de Nueva York añade incertidumbre. La zona pasa rápidamente de excedente a escasez en los periodos invernales. Otras zonas muestran más consistencia.
El requisito de capacidad de la Ciudad de Nueva York disminuye. Esto aleja a la zona de la escasez y reduce el riesgo de faltantes de capacidad. El requisito de Long Island aumenta, acercando la zona a la escasez. Sin embargo, los precios de capacidad de Long Island históricamente fluctúan menos que la volatilidad de la Ciudad de Nueva York.
Métricas para desarrolladores a seguir en diciembre
Los desarrolladores seguirán cuatro señales cuantificables:
- Dónde se ubican los precios de liquidación respecto a los altos niveles de referencia en la Ciudad de Nueva York y Long Island.
- Si los precios de capacidad en Downstate o Long Island comienzan a desacoplarse del estado, como ocurre en la Ciudad de Nueva York.
- Cómo interactúa el menor requisito de la Ciudad de Nueva York con la disponibilidad de centrales térmicas e importaciones.
- Cómo se liquidan los sistemas de cuatro horas respecto a su ventaja de CAF a medida que crece la participación.
Estas variables determinan el dimensionamiento de la deuda, supuestos de cobertura y la selección de duración para proyectos de almacenamiento en etapas tempranas y los que están en la cola de interconexión.
7. Conclusiones
Las curvas de demanda de invierno de NYISO reflejan la prima por capacidad en la Ciudad de Nueva York y Long Island, asociada a la mayor dificultad y costo de construir en esas ubicaciones. Sin embargo, el panorama es complejo. Por un lado, los requisitos y topes de precios se mueven en direcciones opuestas según la zona. Por otro, los CAF elevan a la vez el valor de UCAP para sistemas de cuatro horas. Además, los resultados históricos refuerzan este patrón, confirmando la sensibilidad de precios en el sur del estado.
Como resultado, el desenlace de diciembre indicará si el valor de escasez está aumentando o estabilizándose en las zonas del sur del estado. Para los desarrolladores que evalúan la duración, las implicaciones son claras: mayores ingresos por capacidad en invierno refuerzan la rentabilidad de las baterías de cuatro horas en la Ciudad de Nueva York y Long Island. De hecho, mirando hacia adelante, estas zonas ofrecen los mayores retornos potenciales. Por lo tanto, a medida que la capacidad de almacenamiento del estado crezca de 14 MW actuales a varios gigavatios en la próxima década, los desarrolladores deberían priorizar estas ubicaciones.
