​Le prix de référence de la ville de New York s’est maintenu à 199,6 $/MW-jour en juillet 2026, soit une hausse de seulement 3,4 % sur un an. Mais ses deux composantes ont évolué dans des directions opposées. La composante capacité, le prix de référence de la capacité (RCP), a chuté de 61 % par rapport à juin pour atteindre 84,46 $/MW-jour. La composante énergie, le prix de référence de l’arbitrage énergétique (REAP), a grimpé de 143 % par rapport à juin à 115,14 $/MW-jour. Juillet a marqué la première participation de Champlain Hudson Power Express (CHPE) à l’enchère de capacité, ce qui a fait baisser les prix de la capacité à NYC, tandis qu’une vague de chaleur début juillet a élargi les écarts day-ahead.

La capacité représentait 42 % du prix de référence de la ville en juillet, contre 82 % en juin.

La baisse du prix de la capacité a ainsi limité la prime de localisation de New York. Son prix de référence était 3,2 fois supérieur à la zone la plus faible de l’État en mai, et seulement 2,1 fois en juillet.

Points clés à retenir

• Le prix UCAP de New York a chuté de 62 % par rapport à juin, à 12,41 $/kW-mois, alors que CHPE pouvait proposer de la capacité pour la première fois. Cela a réduit la part de la capacité à 42 % du prix de référence de la ville, contre 87 % en mai.
• Les écarts TB4 day-ahead ont atteint en moyenne 302 $/MW-jour au nœud de référence, soit une hausse de 11 % sur un an. Une vague de chaleur à l’échelle de l’État du 1er au 3 juillet a généré 44 % des revenus day-ahead potentiels en seulement trois jours. Le day-ahead détermine le REAP, donc ces jours-là ont fixé la moitié énergie du prix de référence.
• La régulation NYCA a culminé à 139 $/MWh le 2 juillet, soit six fois la moyenne mensuelle de 22,90 $/MWh. Il s’agit d’un revenu additionnel, au-delà du RCP et du REAP, que les batteries captent en suivant le signal de régulation durant les heures les plus chères.

Les prix de référence se sont rapprochés entre les zones de l’État de New York

Le RCP intègre le résultat du marché de la capacité dans le prix de référence, et à New York, il a historiquement représenté la plus grande composante du prix. La capacité représentait 87 % du prix de référence de la ville, à 244 $/MW-jour, en mai. En juillet, elle ne représentait plus que 42 % de 200 $/MW-jour.

Ce changement a réduit l’écart des prix de référence entre les zones. La différence entre la zone la plus forte et la plus faible a diminué de 39 %, passant de 167 $/MW-jour à 103 $/MW-jour.

Le nord de l’État s’est situé entre 96,94 $/MW-jour (Nord) et 113,25 $/MW-jour (Capital). Toutes les zones sont restées dans une fourchette de 1,3 % par rapport à juillet dernier, sauf Capital qui a baissé de 8,5 %. Dunwoodie a dominé le groupe de la vallée de l’Hudson à 143,71 $/MW-jour, en hausse de 14,2 %.

Long Island a connu la plus forte hausse, atteignant 196,72 $/MW-jour, soit +32,5 %. Son prix UCAP a presque doublé sur un an et elle a affiché l’écart day-ahead le plus élevé de l’État. Le prix de référence de Long Island est désormais au même niveau que celui de New York.

Champlain Hudson Power Express a fait baisser le prix de la capacité

La ville de New York est contrainte par la transmission, donc le NYISO impose qu’une part minimale de la capacité achetée soit située dans la ville. Lorsque la capacité disponible en ville est limitée, NYC s’établit au-dessus du reste de l’État.

CHPE est entrée en exploitation commerciale le 13 mai, livrant de l’hydroélectricité du Québec à NYC. Elle a manqué la date limite de notification du NYISO pour l’enchère de mai, donc la ligne a été comptabilisée comme énergie mais pas comme capacité en mai et juin. Juillet a été le premier mois de participation au marché de capacité.

Le prix UCAP de NYC a été fixé à 12,4 $/kW-mois, contre 32,5 $/kW-mois en juin et 15,9 $/kW-mois en juillet 2025. Long Island a été fixée à 10,46 $/kW-mois et le reste de l’État à 4,14 $/kW-mois.

NYISO a également modifié les accréditations de capacité suite à la participation de CHPE. Juillet utilise les facteurs d’accréditation publiés par NYISO avec CHPE intégrée dans la modélisation. Le facteur batterie quatre heures de New York est passé de 80,75 % à 84,39 %. Cela a compensé en partie la baisse de prix, laissant le RCP de NYC à 84,46 $/MW-jour.

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Une vague de chaleur à l’échelle de l’État a amplifié les écarts de juillet

Une vague de chaleur du 30 juin au 4 juillet a généré les températures, charges, prix et écarts les plus élevés du mois. Les maximales ont atteint 94,2 °F le 2 juillet, contre une moyenne mensuelle de 82,6 °F.

La demande de climatisation a fait grimper la charge. Le NYISO a atteint un pic de 31 221 MW le 2 juillet, soit environ 92 % du record absolu de l’État établi en juillet 2013.