​Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York están disparándose este verano. La subasta spot mensual se liquidó en $32.6/kW-mes en mayo y $32.5/kW-mes en junio. Esto marca 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.

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El principal factor es la escasez de generación en una zona restringida por 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, pasando de 1,050 MW a cifras de un solo dígito. Dos tercios del aumento de precio se deben a esta reducción, y el resto a una curva de demanda más alta.

Puntos clave

• Los precios de capacidad en la ciudad de Nueva York se liquidaron en $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 en la ciudad cayó unos 617 MW de cara al verano, más que el aumento de 435 MW en el requisito. Juntos, eliminaron un excedente de 1 GW en capacidad ofertada.
• Para las baterías, este pico 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 3 veces más bajos, entre $8 y $12/kW-mes (Long Island subió 11%, el resto del estado 29%).

Nueva York históricamente liquida por encima del resto del estado

La ciudad de Nueva York está detrás de una restricción de transmisión. Una parte mínima de su demanda máxima debe cubrirse con generación local y no puede depender completamente de la energía más barata del norte del estado. Por eso existe una prima de precio: desde 2023, la ciudad de Nueva York ha liquidado más del 250% por encima de 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, un récord 67% por encima del máximo anterior.

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

¿Qué significa esto para las baterías?

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

Para un sistema de 100 MW, eso son $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 subió el precio de capacidad en NYC a $33/kW-mes

El salto de $6 a $33/kW-mes se debe a tres factores. La escasez fue la mayor parte: al desaparecer el excedente, la subasta se liquidó en el punto de referencia de 100% de capacidad. Una curva estacional más alta y el cambio de unidad de referencia a un BESS de 2 horas sumaron 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 está impulsando el pico este verano?

Tres factores ajustaron el mercado al mismo tiempo. El requisito subió, la oferta elegible bajó y el Champlain Hudson Power Express no fue elegible para las subastas de mayo y junio.

El reinicio del 1 de mayo elevó el requisito de capacidad no forzada de NYC en 435 MW, de 8,051 MW a 8,486 MW. Mientras tanto, el Requisito 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 fue un aumento de requisito y no un pico de demanda.

Junto con los cambios de requisito, la oferta de NYC disminuyó respecto al invierno de 2025. Con el calor del verano, las plantas térmicas se desclasifican: su potencia confiable baja, por lo que acreditan menos capacidad. La capacidad adjudicada en 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 requisito sumaron el excedente de unos 1,050 MW que desapareció sin reemplazo.

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

Dos factores elevaron la curva de demanda en el reinicio de verano. Primero, la unidad de referencia pasó de una planta de gas natural a una batería de dos horas. Su factor de traducción ICAP-UCAP más bajo, 56% frente a 65%, eleva el precio de referencia. Segundo, la curva misma se incrementó debido a un cambio en el Costo Neto de Nueva Entrada de la unidad de referencia y el cambio a requisitos 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 requisito. 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 la curva, con unos 1,050 MW de excedente y un precio cercano a $6/kW-mes. En verano, se liquidó 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, sumando 1,250 MW dentro de la ciudad, lo que aliviará los precios para el resto del verano.

Pero la línea no revierte la tendencia de fondo. Las plantas térmicas seguirán retirándose, el parque restante sigue envejeciendo y la demanda eléctrica de la ciudad de Nueva York crece. Ahora la ciudad está a un solo fallo de suministro de otro pico de precios.

Si un recurso importante no puede ofertar o el propio CHPE falla, el excedente desaparece otra vez. El almacenamiento a gran escala en la Zona J, elegible para el mercado de capacidad a diferencia de los BESS detrás del medidor (BTM), podría entonces beneficiarse de pagos extraordinarios.