Die Kapazitätspreise gaben im Oktober die Richtung der NYISO-Referenzpreise vor. Sie bewegten Long Island und New York City in entgegengesetzte Richtungen und hielten die Preise im Upstate stabil.

Der Referenzpreis auf Long Island stieg im Jahresvergleich um 45 % auf 106 $/MW-Tag. Ausschlaggebend war der Kapazitätspreis, der 73 % über dem Wert vom Oktober des Vorjahres lag, nachdem sich der Kapazitätsüberschuss auf Long Island halbiert hatte. Long Island verzeichnete außerdem die größte Day-Ahead-Spread im Bundesstaat. Ausfälle des Neptune-Kabels verstärkten Mitte Oktober die Volatilität im Echtzeitmarkt.

Der Referenzpreis in New York City sank um 12 % auf 120 $/MW-Tag. Importe über den Champlain Hudson Power Express (CHPE) erhöhten den Kapazitätsüberschuss der Stadt, woraufhin ihr Kapazitätspreis um 19 % zurückging. Auch die Day-Ahead-Spread verengte sich und senkte damit den Energiearbitragepreis.

Die Referenzpreise im Upstate und im Hudson Valley blieben nahezu unverändert und stiegen um 1 % bis 3 % auf 70 bis 76 $/MW-Tag. Höhere Kapazitätszahlungen glichen die geringeren Day-Ahead-Spreads aus.

Die wichtigsten Erkenntnisse

• Der Referenzpreis auf Long Island stieg im Jahresvergleich um 45 % auf 106 $/MW-Tag. Der Kapazitätspreis von 10,13 $/kW-Monat lag 73 % über dem Wert vom Oktober des Vorjahres, und die Day-Ahead-Spread stieg um 20 % auf 155 $/MW-Tag.
• Der Referenzpreis in New York City sank im Jahresvergleich um 12 % auf 120 $/MW-Tag. Der Kapazitätspreis von 12,60 $/kW-Monat lag 19 % unter dem Wert vom Oktober des Vorjahres, und die Day-Ahead-Spread sank um 8 %.
• Die Referenzpreise im Upstate und im Hudson Valley stiegen um 1 % bis 3 %. Die Kapazitätszahlungen erhöhten sich um 4 $/MW-Tag, während die Energiearbitrage um 2 $/MW-Tag auf 3 $/MW-Tag zurückging.
• Die Ausfalltage des Neptune-Kabels machten 19 % der Oktoberstunden aus, entfielen aber auf 43 % der Echtzeit-Engpässe auf Long Island.