​Le prix de référence de la ville de New York est resté 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 capacité (RCP), a chuté de 61 % par rapport à juin, à 84,46 $/MW-jour. La composante énergie, le prix de référence de l’arbitrage énergétique (REAP), a augmenté de 143 % par rapport à juin, atteignant 115,14 $/MW-jour. Juillet marquait la première participation de Champlain Hudson Power Express (CHPE) à une 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 sur le marché au lendemain.

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 la ville de New York. Son prix de référence était 3,2 fois supérieur à celui de la zone la plus faible en mai, et seulement 2,1 fois en juillet.

Points clés à retenir

• Le prix UCAP de la ville 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. La part de la capacité est ainsi tombée à 42 % du prix de référence de la ville, contre 87 % en mai.
• Les spreads TB4 au lendemain ont atteint en moyenne 302 $/MW-jour au point 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 potentiels au lendemain en trois jours. Le REAP dépend du marché au lendemain, donc ces jours-là ont fixé la composante 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 gain additionnel, des revenus au-delà du RCP et du REAP que les batteries captent en suivant le signal de régulation pendant les heures les plus chères.

Les prix de référence convergent entre les zones de New York

Le RCP intègre le résultat du marché de capacité dans le prix de référence, et à New York, il a historiquement constitué la plus grande part du prix. La capacité représentait 87 % du prix de référence de 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. L’écart 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 (North) et 113,25 $/MW-jour (Capital). Tous sont restés dans une fourchette de 1,3 % par rapport à juillet dernier, sauf Capital qui a baissé de 8,5 %. Dunwoodie a mené le groupe Hudson Valley avec 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 il a affiché le spread au lendemain le plus élevé de l’État. Le prix de référence de Long Island est désormais équivalent à celui de New York City.

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

La ville de New York est contrainte au niveau du transport, si bien que le NYISO exige qu’une part minimale de la capacité soit située dans la ville. Quand la capacité interne est limitée, NYC se retrouve au-dessus du reste de l’État.

CHPE est entrée en service commercial le 13 mai, apportant 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 compté comme énergie mais pas comme capacité en mai et juin. Juillet était le premier mois de participation au marché de capacité.

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

Le NYISO a également modifié les facteurs d’accréditation de capacité suite à la participation de CHPE. Juillet utilise les facteurs publiés par NYISO avec CHPE intégrée au modèle. Le facteur batterie quatre heures de la ville de New York est passé de 80,75 % à 84,39 %. Cela a compensé en partie la baisse du 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 dopé les spreads de juillet

Une vague de chaleur du 30 juin au 4 juillet a fixé les températures, charges, prix et spreads les plus élevés du mois. Le maximum à l’échelle de l’État a atteint 34,6°C (94,2°F) le 2 juillet, contre une moyenne mensuelle de 28,1°C (82,6°F).

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