​Los precios mayoristas de febrero se estabilizaron tras los extremos provocados por la tormenta invernal de enero, con precios en tiempo real que bajaron de más de $200/MWh a menos de $60/MWh al cierre del mes.

Los diferenciales TB1 en tiempo real se normalizaron en $116/MW-día, prácticamente planos año contra año, mientras que los diferenciales TB1 del mercado del día anterior se situaron en $71/MW-día. Sin embargo, la convergencia de los Precios de Referencia que generó la ola de frío de enero no se deshizo tras la tormenta. Las temperaturas más frías en el norte del estado impulsaron los Precios de Arbitraje de Energía de Referencia (REAPs) en enero, y ese efecto se mantuvo en febrero, dejando la mayoría de las zonas cerca de los $90/MW-día.

La ciudad de Nueva York siguió siendo una excepción, pero debido a primas de capacidad y no al arbitraje de energía.

Precios de febrero y diferenciales TB retrocedieron desde el pico de enero a medida que los mercados se recuperaban de la Tormenta Invernal Fern

Los precios y diferenciales TB de febrero se ubicaron en la línea base del año anterior, lo que sugiere que el mercado subyacente no ha cambiado fundamentalmente fuera de los eventos de tormenta.

Los precios del mercado del día anterior y en tiempo real comenzaron febrero por encima de $200/MWh y descendieron de forma constante, terminando por debajo de $60/MWh al final del mes. El impacto residual de la Tormenta Fern se concentró en los primeros nueve días.

A mediados de febrero, la forma diaria de los precios se había normalizado. En comparación con febrero de 2025, cuando los precios apenas superaron los $100/MWh en el pico, la primera semana de febrero de 2026 fue diferente. El resto del mes se comportó de forma muy similar.

La misma normalización se observó en los diferenciales. Los diferenciales TB1 en tiempo real promediaron $116/MW-día, prácticamente iguales al valor de febrero de 2025 de $117/MW-día. El TB1 del día anterior se ubicó en $71/MW-día, frente a $49/MW-día del año anterior. El pico de TB1 de enero, impulsado por la tormenta, de $184/MW-día, sigue siendo una excepción.

¿Cómo se tradujeron las condiciones del mercado de febrero en los Precios de Referencia?

En febrero de 2025, NYC, Capital y Long Island lideraban los Precios de Referencia zonales, mientras que las zonas del oeste estaban muy rezagadas. Febrero de 2026 fue diferente. La mayoría de las zonas tenían Precios de Referencia cercanos a $90/MW-día, reduciendo la brecha entre el norte y el sur del estado. NYC fue la única excepción, manteniendo una prima impulsada por la dinámica de capacidad y no por el arbitraje de energía.

¿Qué impulsó el REAP entre zonas?

El REAP se basa en los diferenciales TB4 del día anterior, y en febrero de 2026 esos diferenciales se repartieron de manera más uniforme entre las zonas. En febrero de 2025, Capital era una gran excepción con $262/MW-día en el mercado del día anterior y $346/MW-día en tiempo real. Esa brecha se cerró en 2026, con West alcanzando $213/MW-día en el día anterior y $302/MW-día en tiempo real, y la mayoría de las zonas agrupadas en un rango similar. La ola de frío de enero había elevado los diferenciales TB4 en el norte del estado, y ese impulso se mantuvo en febrero, sosteniendo la similitud zonal en los REAP.

¿Qué ocurrió con los precios de capacidad?

La ventaja del RCP de NYC sobre las zonas del norte se redujo sustancialmente en 2026. El factor subyacente fueron los precios UCAP: los precios spot de NYC cayeron un 23% año contra año, mientras que el resto del estado subió un 21%, reduciendo la prima de 2.7x a 1.7x.

Long Island, a pesar de compartir precios de capacidad no forzada con el resto del estado, mantuvo un Precio de Referencia de Capacidad más alto que las zonas del norte debido a su mayor Factor de Acreditación de Capacidad (CAF). Esta ventaja de CAF es un diferenciador importante para los desarrolladores que presentan ofertas ISC, especialmente cuando los precios de capacidad son similares en todo el estado.

¿Los Servicios Complementarios agregaron valor por encima del Precio de Referencia?

Los precios de regulación comenzaron febrero cerca de $70/MWh, continuando los altos niveles de enero tras la tormenta. Cerraron alrededor de $10–15/MWh al final del mes. Los precios de reserva también bajaron a lo largo del mes, pero de manera menos marcada.

Los Servicios Complementarios representan un valor adicional por encima del Precio de Referencia. Las baterías que capturaron ingresos por AS en la primera semana de febrero lograron un valor significativo que ni el RCP ni el REAP reflejan. Esa ventana se fue reduciendo a lo largo del mes.

¿Qué sustentó la normalización de precios?

La mezcla de generación de febrero fue en general similar año contra año. Una mayor demanda y menor generación eólica en 2026 se compensaron con más generación de gas y dual fuel, pero fuera de eso, la mezcla fue casi idéntica.

Los precios del combustible explican la rapidez de la normalización. El gas alcanzó un pico cercano a $30/MMBtu durante la ola de frío de enero y volvió a unos $5/MMBtu a principios de febrero. Los precios de la energía siguieron de cerca al gas durante todo el periodo. La rápida convergencia confirma que los extremos de enero fueron impulsados por el combustible y no por factores estructurales.

Los nodos del centro de Nueva York alcanzaron hasta $15/MW-día por encima de su Precio de Referencia en febrero de 2026

Los nodos centrales ofrecieron las mayores primas sobre los Precios de Referencia zonales en febrero de 2026, con los mejores nodos llegando a unos $15/MW-día por encima de sus Precios de Referencia. Los resultados nodales de NYC fueron más dispersos. La mayoría de los nodos siguieron de cerca el promedio zonal, pero un grupo de nodos en Staten Island y Queens se situó entre $8 y $18/MW-día por debajo, siendo el nodo de Astoria el de peor desempeño.

Ubicarse en nodos de alta ventaja permite a los desarrolladores ofertar Precios de Ejecución más bajos o retener un margen adicional sobre su Precio de Referencia como ganancias. A medida que se intensifica la competencia por el ISC, el análisis nodal se vuelve cada vez más importante para la economía de los proyectos.

¿Qué nos dice febrero sobre la oportunidad para baterías en NYISO?

Febrero confirmó que los precios mayoristas fueron impulsados por eventos. Los precios de la energía regresaron a la línea base del año anterior una vez pasada la tormenta, y el diferencial TB1 en tiempo real de $116/MW-día es consistente con el año previo. Pero la convergencia de Precios de Referencia entre zonas persistió, sostenida por el impulso del REAP en el norte iniciado por la ola de frío de enero. Ese no es un patrón típico de febrero y, si representa un cambio duradero en el piso de precios del norte, se verá con mayor claridad cuando lleguen los datos de primavera.

El cambio estructural a observar por el lado de la capacidad es la caída del precio spot UCAP de NYC. Este invierno, redujo la prima tradicional del sur del estado de 2.7x a 1.7x. Si esa tendencia continúa durante el periodo de capacidad de verano, comprimirá la ventaja del RCP que esperan los proyectos de NYC, haciendo que las zonas del norte sean más competitivas en futuras rondas ISC.