Los precios mayoristas de capacidad para BESS de cuatro horas en la ciudad de Nueva York aumentan de $248/kW-año en 2026 a $723/kW-año para 2049. Sin embargo, los ingresos específicos para BESS se mueven en la dirección opuesta.

Tres fuerzas impulsan el reajuste de precios: la unidad de referencia cambia de turbina de gas a BESS, las incorporaciones de eólica marina aumentan los requisitos locales tan rápido como suman oferta, y los retiros de térmicas reducen los márgenes de confiabilidad invernal durante la década de 2030. Los precios de liquidación de Capacidad No Forzada (UCAP) aumentan a lo largo del horizonte de pronóstico. Los ingresos específicos para BESS no lo hacen. La brecha entre los precios principales y los pagos a baterías se amplía cada año a medida que los factores de acreditación se degradan.

Estas proyecciones forman parte del pronóstico de ingresos BESS de Modo Energy para NYISO, que modela los flujos de ingresos por capacidad, arbitraje energético y servicios auxiliares hasta 2050.

Puntos clave

• Tres fuerzas estructurales reajustan simultáneamente la capacidad de NYISO en 2026: cambio de unidad de referencia, cambios en los requisitos de eólica marina y reducción por retiro de térmicas.
• Los precios de liquidación UCAP aumentan en el pronóstico, pero los ingresos de BESS alcanzan su punto máximo temprano y luego disminuyen. Los ingresos de cuatro horas en NYC caen de $206/kW-año en 2026 a $108 en 2049 a medida que los Factores de Acreditación de Capacidad (CAF) se comprimen con la penetración de la flota.
• La ventana de referencia BESS va de 2026 a 2029. La traducción de Capacidad Instalada (ICAP) a UCAP amplifica los precios de liquidación 1,77 veces en la ciudad de Nueva York frente a 1,02 veces bajo la referencia de turbina de gas.
• Los sistemas de cuatro horas tienen un CAF de suministro del 83% comparado con el 58% de los sistemas de dos horas. Ambos disminuyen a medida que crece la penetración de BESS, limitando los ingresos incluso cuando suben los precios principales de capacidad.

El mercado de capacidad de NYISO ya prioriza la ubicación por encima de todo

Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York han liquidado un 250% por encima de los niveles estatales desde 2023. La prima es estructural: las entidades de servicio de carga en la Zona J deben adquirir el 75,6% de la demanda máxima prevista de recursos locales. La Zona K (Long Island) debe adquirir el 107,3%. Ninguna zona puede sustituir capacidad más barata del norte del estado.

Actualmente, solo 14 MW de BESS proveen UCAP acreditada de invierno en todo NYISO. La flota está a punto de escalar de casi cero a 4 GW para 2030. Cómo ese crecimiento interactúe con las reglas de acreditación determinará si las baterías capturan la prima de precio existente o la diluyen.

Tres fuerzas convergen en el año de capacidad 2026-2027

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El requisito de capacidad de la ciudad de Nueva York aumenta 410 MW en mayo de 2026. El requisito estatal sube 784 MW. Estos incrementos reflejan el caso base preliminar del Margen de Reserva Instalada (IRM) del New York State Reliability Council (NYSRC) para 2026-2027.

Al mismo tiempo, el (CHPE) suma 1.250 MW de importaciones solo de verano a la Zona J de mayo a octubre de 2026. El superávit se acumula durante dos años de capacidad, ya que el ajuste de la curva de demanda va por detrás de la nueva oferta, generando un valle de precios en el año de capacidad 2027-2028.