NYISO en enero de 2026: Los Precios de Referencia en el norte del estado se disparan tras la tormenta invernal Fern
NYISO en enero de 2026: Los Precios de Referencia en el norte del estado se disparan tras la tormenta invernal Fern
La tormenta invernal Fern provocó precios altos y gran volatilidad en Nueva York. La repentina bajada de temperaturas a finales de enero desencadenó picos de precios en todo el estado. Los precios en tiempo real alcanzaron los $1,942/MWh el 24 de enero y los precios para el dÃa siguiente llegaron a un máximo de $1,006/MWh pocos dÃas después.
Los spreads TB1 para el dÃa siguiente promediaron $108/MW/dÃa en enero. Los spreads TB1 en tiempo real alcanzaron $184/MW/dÃa. Ambos fueron los valores más altos de los últimos 12 meses.
La tormenta elevó los Precios de Referencia en el norte del estado, un indicador clave para el programa Index Storage Credit (ISC) de NYSERDA, entre un 74% y un 90% interanual. Las zonas del norte convergieron con las zonas del sur, tradicionalmente más lucrativas. Para los desarrolladores que compiten por contratos ISC, esto indica una mayor competitividad para proyectos en el norte bajo temperaturas extremadamente bajas.
Esta es la primera edición del informe de referencia de Modo Energy sobre ingresos de baterÃas en NYISO.
Para cualquier consulta, contacta a aaron@modoenergy.com.
¿Por qué son importantes los Precios de Referencia para las baterÃas en NYISO?
Las baterÃas a escala de red en NYISO necesitarán contratos ISC para ser viables. Los ingresos de mercado por sà solos no cubren los costes. Bajo el ISC, NYSERDA paga la diferencia entre el Precio de Ejecución del proyecto, que los desarrolladores ofertan en función de sus costes, y el Precio de Referencia, que actúa como un proxy de los ingresos del mercado.
El Precio de Referencia es la suma de dos componentes: el Precio de Capacidad de Referencia (RCP), basado en precios spot UCAP y Factores de Acreditación de Capacidad (CAF), y el Precio de Arbitraje Energético de Referencia (REAP), basado en los spreads TB zonales del dÃa siguiente para una duración de baterÃa determinada. Este informe utiliza una baterÃa de 4 horas para ilustrar cómo se movieron estos precios.
Precios de Referencia más altos benefician a los desarrolladores de dos maneras. Primero, reducen el pago ISC necesario por parte de NYSERDA, mejorando la puntuación de la oferta y aumentando la probabilidad de obtener un contrato. Segundo, los proyectos en zonas con Precios de Referencia altos pueden ofertar un Precio de Ejecución ligeramente mayor y seguir siendo competitivos, mejorando la rentabilidad del proyecto.
El aumento de los Precios de Referencia en el norte del estado en enero muestra cómo la volatilidad invernal puede cambiar el panorama competitivo a favor de esas zonas.
¿Cómo convergieron los Precios de Referencia en Nueva York?
En enero de 2025, los Precios de Referencia en el sur del estado eran aproximadamente el doble que en algunas zonas del norte. NYC liquidó a $115/MW-dÃa mientras que el oeste solo a $55/MW-dÃa
Enero de 2026 redujo esa diferencia. NYC subió a $130/MW-dÃa, un 14% más interanual. El oeste alcanzó $95/MW-dÃa, un 74% más. El norte registró el mayor aumento con un 90%, pasando de $59/MW-dÃa a $112/MW-dÃa.
El resultado: las zonas del norte, que antes estaban rezagadas por $50-60/MW-dÃa, el mes pasado solo quedaron por detrás en $20-35/MW-dÃa.
¿Qué impulsó las fuertes ganancias en el norte?
Las temperaturas más bajas aumentan la demanda de calefacción, lo que obliga a entrar en funcionamiento a generadores más caros y amplÃa la diferencia entre precios punta y fuera de punta.
La ola de frÃo afectó más al norte que al sur del estado. Las mÃnimas promedio en Albany bajaron cerca de 0°F durante la tormenta y Buffalo llegó a 3°F. Las mÃnimas en la ciudad de Nueva York y Long Island fueron menos extremas, con 12°F y 11°F, respectivamente.
El clima asimétrico generó precios asimétricos. Los spreads TB4 del dÃa siguiente en el oeste casi se duplicaron interanualmente, de $145/MW-dÃa a $286/MW-dÃa. En el norte también se duplicaron, de $161/MW-dÃa a $352/MW-dÃa.
Las zonas del sur experimentaron menores aumentos o incluso caÃdas. Los spreads TB4 en tiempo real de Long Island cayeron un 12% interanual.
¿Qué papel jugaron los precios de capacidad?
El REAP impulsó la convergencia en los Precios de Referencia, pero el RCP también contribuyó modestamente.
El RCP de las zonas A a E subió de $0.57/kW-mes a $0.74/kW-mes, un aumento del 28% interanual. El RCP de NYC en realidad cayó de $1.37/kW-mes a $1.23/kW-mes, un 10% menos interanual, reflejando una caÃda del 23% en los precios spot UCAP de NYC.
Sin embargo, el REAP del oeste se duplicó de $36.29/MW-dÃa a $71.62/MW-dÃa y el del norte más que se duplicó, de $40.31/MW-dÃa a $88.00/MW-dÃa. El arbitraje energético, no la capacidad, cerró la brecha.
¿Cómo generaron las primas en tiempo real un extra sobre los Precios de Referencia?
Tras la tormenta, los precios en tiempo real se dispararon cerca de $2,000/MWh mientras que los precios del dÃa siguiente se mantuvieron por debajo de $1,000/MWh. Esta divergencia creó oportunidades sistemáticas para las baterÃas que operan en mercados en tiempo real.
Los spreads en tiempo real superaron a los spreads del dÃa siguiente en todas las zonas. En todo NYISO, los spreads TB4 en tiempo real promediaron $493/MW-dÃa, un 35% más que los TB4 del dÃa siguiente, que fueron $366/MW-dÃa.
Esto es importante porque el REAP utiliza spreads zonales del dÃa siguiente. Las baterÃas que capturan la volatilidad en tiempo real superan sistemáticamente el Precio de Referencia, lo que les permite superar su Precio de Ejecución o presentar ofertas más competitivas desde el inicio.
¿Aportaron valor los Servicios Auxiliares por encima del Precio de Referencia?
Los precios de reserva giratoria se dispararon hasta $228/MWh en NYC el 24 de enero. Ese solo dÃa representó más del 50% del valor mensual de reservas.
Los precios de regulación también se dispararon, siguiendo de cerca a las reservas durante la tormenta. Los patrones fueron similares en NYC, el sureste de Nueva York, Capital y todas las demás zonas de NY.
Los Servicios Auxiliares representan un extra por encima del Precio de Referencia. Las baterÃas que sumaron ingresos por AS durante la tormenta capturaron un valor que ni el RCP ni el REAP reflejan.
¿Los precios fueron impulsados por la demanda o la oferta?
Factores del lado de la oferta impulsaron los extremos de precios, no solo la demanda.
Tras la tormenta, los precios se mantuvieron elevados incluso cuando la carga neta coincidÃa con las condiciones de enero de 2025. Con una carga neta de 20-22 GW, los precios de enero de 2025 se situaron por debajo de $200/MWh. La misma carga neta en enero de 2026 tras la tormenta produjo precios entre $200/MWh y $800/MWh.
La carga promedio subió solo un 0.8% interanual. La carga máxima aumentó un 2.8%. Estos modestos incrementos de demanda no explican precios que fueron varias veces superiores al año anterior.
¿Explicó la mezcla de generación la respuesta de precios?
La mezcla de generación cambió, pero no fue inusual. La generación a partir de combustibles fósiles subió en 2 GW durante la ola de frÃo para satisfacer la mayor demanda. El gas natural y el dual fuel aumentaron durante los picos de la mañana y la tarde.
Sin embargo, el patrón de despacho coincidió con el resto del mes y con enero de 2025. La mezcla de generación por sà sola no explica los extremos de precios.
El gas provocó los picos de precios desproporcionados
Los precios del gas se dispararon hasta $31/MMBtu durante la ola de frÃo, desde unos $3/MMBtu a principios de mes. Los flujos de gasoductos restringidos y los freeze-offs redujeron la oferta justo cuando la demanda de calefacción estaba en su punto máximo.
Los precios de la energÃa siguieron de cerca al gas durante la tormenta. La combinación de costes de combustible disparados y restricciones de generación llevó los precios de la electricidad a $700-800/MWh, muy por encima de lo que explicarÃa solo la demanda.
¿Dónde puede aportar valor el posicionamiento nodal?
La tarificación nodal añadió hasta $30/MW-dÃa de arbitraje energético sobre los Precios de Referencia zonales en enero de 2026. Los nodos del centro de Nueva York obtuvieron las mayores ventajas. El nodo Cornell ofreció una prima de $29.71/MW-dÃa sobre el Precio de Referencia de su zona.
Los nodos Far Rockaway de Long Island también tuvieron buen desempeño, con aproximadamente $21.64/MW-dÃa por encima de la referencia zonal.
Ubicarse en nodos de alta ventaja permite a los desarrolladores ofertar Precios de Ejecución más bajos o retener margen adicional sobre su Precio de Referencia como ganancias. A medida que se intensifica la competencia por el ISC, el análisis nodal cobra cada vez más importancia para la economÃa de los proyectos.
¿Qué nos dice enero sobre la oportunidad de baterÃas en NYISO?
Enero demostró que la competitividad en el norte del estado puede mejorar drásticamente durante eventos de estrés invernal. El aumento interanual del 74-90% en los Precios de Referencia del norte redujo la ventaja tradicional del sur.
Esta convergencia reflejó un shock de precios de combustibles a nivel de sistema más que restricciones de transmisión. Con una congestión mÃnima que limitara las importaciones a NYC y Long Island, los precios del norte y del sur se movieron juntos.
Pero este puede no ser el único patrón en futuros inviernos. Si más generación térmica en NYC y Long Island se retira y el Champlain Hudson Power Express rinde por debajo de lo esperado durante eventos de frÃo, el sur podrÃa enfrentar escasez localizada que vuelva a ampliar la brecha.
Para los desarrolladores que evalúan ofertas ISC, la conclusión es matizada. La volatilidad invernal puede aumentar la competitividad del norte cuando las restricciones de suministro afectan a todo el sistema. Pero la escasez localizada por restricciones de transmisión en el sur sigue siendo posible y podrÃa favorecer proyectos en NYC y Long Island.
Más allá del propio Precio de Referencia, la captura en tiempo real, el stacking de Servicios Auxiliares y el posicionamiento nodal ofrecen vÃas para superar el benchmark. Las baterÃas que combinan una ubicación favorable con flexibilidad operativa habrÃan capturado múltiplos del valor zonal durante la tormenta.
Esta es la primera edición del informe de referencia de Modo Energy sobre ingresos de baterÃas en NYISO. Suscriptores de Modo Energy Research pueden acceder a datos nodales detallados y benchmarks a nivel de activos en el Modo Terminal.
