​Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York están aumentando este verano. La subasta spot mensual se resolvió en $32,6/kW-mes en mayo y $32,5/kW-mes en junio. Es un récord, un 67% por encima del máximo anterior de la zona y más del doble de los precios de mayo y junio de 2025.

El principal factor es la escasez de generación en una zona con restricciones de transmisión, junto con mayores requisitos de confiabilidad para el verano en NYC. En el ajuste de verano del 1 de mayo, la capacidad excedente de la ciudad de Nueva York cayó en 1 GW, pasando de 1.050 MW a cifras de un solo dígito. Dos tercios del aumento de precio se debieron a esta presión, mientras que el resto fue impulsado por una curva de demanda más alta.

Puntos clave

• Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York alcanzaron $32,6/kW-mes en mayo de 2026, un récord 67% superior al máximo anterior. Los precios de liquidación para el verano de 2026 son más del doble que los del verano de 2025.
• La generación disponible de la ciudad cayó unos 617 MW de cara al verano, más que el aumento de 435 MW en su requerimiento. Juntos eliminaron un excedente de 1 GW en capacidad ofertada.
• Para las baterías, este aumento significa $25.600/MW-mes, o $5 millones entre mayo y junio para un sistema de 100 MW y cuatro horas.
• Long Island y el resto del estado también marcaron récords, pero se mantuvieron 3 veces por debajo, entre $8 y $12/kW-mes (Long Island subió 11%, el resto del estado 29%).

Históricamente, Nueva York ha superado al resto del estado

La ciudad de Nueva York está detrás de una restricción de transmisión. Una parte mínima de su demanda máxima debe ser cubierta por generación local y no puede depender totalmente de la energía más barata del norte del estado. Por ello, existe una prima de precio: la ciudad de Nueva York ha superado en más del 250% los niveles del resto del estado desde 2023.

Además, los precios de capacidad en todas las regiones suben cada verano cuando el sistema se ajusta. El verano de 2026 fue más allá que cualquier otro, un récord 67% por encima del máximo anterior.

Long Island subió 11% sobre su propio récord, y el resto del estado un 29%.

¿Qué significa esto para las baterías?

Una batería recibe pagos de capacidad después de considerar los factores de acreditación sobre el precio de liquidación. En NYC, una batería de cuatro horas tiene un factor de acreditación del 78,5% y recibe $25.600/MW-mes este verano.

Para un sistema de 100 MW, eso representa $5 millones en pagos de capacidad solo en mayo y junio.

El pago es el doble que en el verano de 2025 y más de cinco veces el nivel del invierno 2025-26. Long Island y el resto del estado obtienen mucho menos, ya que mantuvieron su excedente. Los pagos también varían según la duración: una batería de mayor duración acredita más y gana más por MW.

Cómo el precio de capacidad de NYC llegó a $33/kW-mes

El salto de $6 a $33/kW-mes se explica en tres pasos. La escasez fue el factor principal: al desaparecer el excedente, la subasta se resolvió en el punto de referencia del 100% de capacidad. Una curva estacional más alta y el cambio de unidad de referencia a una batería de 2 horas aportaron el resto.

​La Champlain Hudson Power Express, una línea de transmisión de 1.250 MW, se energizó el 13 de mayo pero no cumplió con el plazo de notificación de la subasta. Por lo tanto, la línea no pudo contar como capacidad local de NYC.

¿Qué está impulsando el aumento este verano?

Tres factores ajustaron el mercado al mismo tiempo. Aumentó el requerimiento, se redujo la oferta elegible y la Champlain Hudson Power Express no fue elegible para las subastas de mayo y junio.

El ajuste del 1 de mayo elevó el requerimiento de capacidad no forzada de NYC en 435 MW, de 8.051 MW a 8.486 MW. Mientras tanto, el Requerimiento de Capacidad Local (LCR) de la Zona J pasó de 78,5% a 82,6%. La demanda máxima prevista apenas cambió (+0,5%), confirmando que se trató de un aumento de requerimiento, no de un pico de demanda.

Junto con los cambios en los requerimientos, la oferta de NYC disminuyó respecto al invierno de 2025. Con el calor del verano, las centrales térmicas reducen su capacidad confiable: sus valores acreditados bajan, por lo que acreditan menos capacidad. La capacidad adjudicada de NYC cayó 617 MW entre los periodos, de 9.108 MW a 8.491 MW.

Las tres fuerzas empujaron en la misma dirección: la caída de 617 MW en la oferta y el aumento de 435 MW en el requerimiento sumaron el excedente de 1.050 MW que desapareció sin reemplazo.

La curva de demanda de capacidad de NYISO también se ajustó al alza

Dos factores elevaron la curva de demanda en el ajuste de verano. Primero, la unidad de referencia cambió de una central de gas natural a una batería de dos horas. Su menor factor de traducción ICAP-UCAP, 56% frente a 65%, eleva el precio de referencia. Segundo, la curva en sí misma aumentó debido a un cambio en el Costo Neto de Nueva Entrada de la unidad de referencia y al cambio hacia requerimientos de localidad de verano.

NYISO reajusta la curva en cada periodo de capacidad. Este verano, el punto de referencia ICAP de NYC subió de $14,6 a $17,8/kW-mes. Junto con el menor factor de acreditación, eso elevó el punto de referencia UCAP, el precio al 100% del requerimiento. Subió un 41%, de $23,1/kW-mes en invierno a $32,7/kW-mes en verano.

En invierno, la ciudad resolvió su curva a la baja, con unos 1.050 MW de excedente y un precio cercano a $6/kW-mes. En verano, se resolvió en el punto de referencia, sin excedente, a $32,6/kW-mes.

Perspectivas para los mercados de capacidad de NYISO en 2026

La subasta de julio corregirá los precios a la baja. Champlain Hudson será elegible entonces, añadiendo 1.250 MW dentro de la ciudad, lo que debería aliviar los precios para el resto del verano.

Pero la línea no revierte la tendencia de fondo. Las centrales térmicas seguirán retirándose, el parque restante continúa envejeciendo y la demanda eléctrica de la ciudad de Nueva York sigue creciendo. Ahora, la ciudad está a un solo verano de una nueva subida brusca.

Si un recurso importante no puede ofertar o la propia CHPE falla, el excedente desaparecería de nuevo. Los sistemas de gran escala en la Zona J, elegibles para el mercado de capacidad a diferencia de los BESS BTM, podrían entonces beneficiarse de pagos extraordinarios.