​Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York están aumentando este verano. La subasta spot mensual se cerró 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 limitada por la transmisión junto con mayores requisitos de confiabilidad para el verano en NYC. En el reinicio de verano del 1 de mayo, el excedente de capacidad de la ciudad de Nueva York cayó en 1 GW, de 1,050 MW a cifras de un solo dígito. Dos tercios del aumento de precio provienen de esta presión, mientras que una curva de demanda más alta explica el resto.

Puntos clave

• Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York alcanzaron $32.6/kW-mes en mayo de 2026, un récord 67% por encima de su máximo anterior. Los precios de liquidación del verano de 2026 son más del doble que los del verano de 2025.
• La generación disponible de la ciudad cayó alrededor de 617 MW para el verano, más que el aumento de 435 MW en su requerimiento. Juntos eliminaron un excedente de 1 GW en capacidad ofertada.
• Para baterías, este aumento representa $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 tres veces más bajos, entre $8 y $12/kW-mes (Long Island subió 11%, el resto del estado subió 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 completamente de la energía más barata del norte del estado. Por ello, existe una prima de precio: desde 2023, la ciudad de Nueva York ha superado en más del 250% los niveles del resto del estado.

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, con un récord de 67% por encima del máximo anterior.

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

¿Qué significa esto para las baterías?

Una batería recibe pagos de capacidad tras aplicar factores de acreditación al precio de liquidación. En NYC, una batería de cuatro horas tiene un factor de acreditación del 78.5% y cobra $25,600/MW-mes este verano.

Para un sistema de 100 MW, eso equivale a $5 millones en pagos de capacidad solo entre 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 ganan mucho menos, porque su excedente se mantuvo. Los pagos también escalan con 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 divide en tres pasos. La escasez aportó la mayor parte: con el excedente eliminado, la subasta se cerró en el punto de referencia del 100% de capacidad. Una curva estacional más alta y un cambio de unidad de referencia a una batería de 2 horas explican el resto.

​El 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 aviso de la subasta. Por lo tanto, la línea no pudo contarse como capacidad local de NYC.

¿Qué impulsa el aumento este verano?

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

El reinicio 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 Localizada (LCR) de la Zona J pasó de 78.5% a 82.6%. La demanda máxima prevista apenas varió (+0.5%), lo que confirma que fue un aumento de requerimiento, no de demanda.

Junto con los cambios de requerimiento, la oferta de NYC disminuyó en comparación con el invierno de 2025. En el calor del verano, las plantas térmicas se degradan: sus valores confiables bajan, por lo que acreditan menos capacidad. La capacidad adjudicada de la ciudad cayó 617 MW entre los periodos, de 9,108 MW a 8,491 MW.

Los tres factores 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 aproximadamente 1,050 MW que desapareció sin reemplazo.

La curva de demanda de capacidad del NYISO también se reinició al alza

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

NYISO reinicia 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 liquidó por debajo de su curva, con alrededor de 1,050 MW de excedente y un precio cercano a $6/kW-mes. En verano, liquidó en el punto de referencia, sin excedente, a $32.6/kW-mes.

Perspectivas para los mercados de capacidad del NYISO en 2026

La subasta de julio corregirá los precios a la baja. Champlain Hudson será elegible entonces, agregando 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 subyacente. Las plantas térmicas seguirán retirándose, la flota restante sigue envejeciendo y la demanda eléctrica de la ciudad de Nueva York sigue creciendo. Ahora la ciudad está a un solo corte de suministro en verano de otro pico de precios.

Si un recurso importante no puede ofertar o el propio CHPE falla, el excedente desaparece de nuevo. Los sistemas a escala de red en la Zona J, elegibles para el mercado de capacidad a diferencia de los BESS detrás del medidor (BTM), podrían entonces beneficiarse de pagos extraordinarios.