La ciudad de Nueva York (Zona J) y Long Island (Zona K) ofrecen los mayores spreads Top-Bottom (TB) en NYISO.

Entre 2023 y 2025, el spread TB4 diario promedio de la Zona K fue de $254/MW-día, un 30% superior al de la Zona J ($195/MW-día) y 144% por encima del promedio estatal. En días extremos, la brecha es aún mayor. El spread máximo en la Zona K alcanzó $11,642/MW-día en junio de 2025, un 78% más que el pico de la Zona J.

Estos spreads reflejan restricciones de transmisión que limitan las importaciones durante la demanda máxima. Las restricciones de la Zona K se alivian hacia 2030 cuando se conecta Propel NY. Las de la Zona J persisten hasta 2034 debido a que las retiradas superan las nuevas incorporaciones.

Puntos clave

• El spread promedio de la Zona K es un 30% mayor que el de la Zona J, pero las zonas presentan diferencias fundamentales en sus oportunidades de arbitraje.
• La Zona J perderá casi 1 GW de capacidad fósil para 2030. La transmisión y la eólica marina no sustituyen completamente la generación local durante los picos debido a las reglas de acreditación de capacidad.
• El déficit de seguridad de transmisión en Long Island se resuelve hacia 2030 con la conexión de Propel NY. El de la Zona J persiste hasta 2034.
• Long Island enfrenta entre 1 y 4 horas de déficit de seguridad de transmisión por día pico de verano. La ciudad de Nueva York enfrenta entre 6 y 13 horas, creando ventanas más largas para el arbitraje.

La Zona K ofrece spreads más altos, mientras que la Zona J probablemente tendrá spreads más sostenidos

Long Island (Zona K) ofrece spreads más altos en una ventana más corta. La ciudad de Nueva York (Zona J) presenta spreads más bajos pero a lo largo de un déficit estructural de varios años.

Ambas zonas tienen restricciones de transmisión. Cuando la demanda local supera la oferta y la capacidad de importación, los precios en tiempo real se disparan y las baterías con capacidad disponible pueden aprovechar el arbitraje de varias horas.

​En el escenario Status Quo, la Zona J enfrenta entre 6 y 13 horas de déficit de seguridad de transmisión por día pico de verano hasta 2030, con una demanda que supera la oferta entre 500 y 1.130 MW. La ventana de déficit en la Zona K es más corta: de 1 a 4 horas, con faltantes de 39 a 254 MW. Durante estos eventos intradía, NYISO tendría que activar generación de emergencia para cubrir la demanda local y evitar cortes de carga.

Incluso con todos los proyectos planificados en operación, la Zona J sigue en riesgo: 68 MW durante 5 horas en 2029, aumentando a 148 MW durante 6 horas en 2030. Los márgenes de la Zona K se vuelven positivos una vez que Propel NY se conecta.

Esta diferencia en la duración de la escasez explica por qué el potencial de spread en la Zona J persiste más tiempo.

​​Las ventanas proyectadas de déficit de 6–13 horas en la Zona J crean condiciones similares para spreads sostenidos. Las ventanas de 1–4 horas en la Zona K ofrecen picos más altos pero más agudos.

¿Cuánto tiempo dura la oportunidad para nuevos BESS?

​Ambas zonas presentan restricciones de transmisión. Cuando los márgenes caen cerca de cero, los precios en tiempo real se disparan y las baterías con capacidad disponible pueden aprovechar el arbitraje de varias horas. La pregunta es cuánto tiempo persisten esas restricciones en cada zona.

Los suscriptores de Modo Energy Research pueden leer el artículo completo para explorar si los factores que impulsan estos spreads cambiarán y cuánto tiempo permanecerá abierta la ventana de oportunidad para los BESS.

​

Los generadores envejecidos de la Zona J amplían los spreads TB en horas de máxima demanda

La flota de turbinas de vapor de NYC tiene una antigüedad promedio de 66 años, mientras que la flota fósil estatal promedia 43 años. En comparación, la flota de ISO-NE promedia 29 años y la de ERCOT, 32 años.

Para 2030, NYC perderá casi 1 GW de capacidad fósil debido a retiradas y estándares climáticos. La transmisión y la eólica marina no reemplazan completamente esta capacidad. La eólica marina recibe solo un 10% de acreditación en el pico de verano. Los nuevos enlaces de transmisión difícilmente respaldarán el sistema durante eventos de máxima demanda, ya sea por capacidad de exportación limitada o por falta de obligaciones contractuales (CPHE solo entrega energía en verano). Cubrir la demanda en una zona restringida requiere suministro local: generación, almacenamiento o respuesta a la demanda dentro de la restricción.