En juin 2026, c’est le marché de la capacité, et non la rareté énergétique, qui a creusé l’écart entre les zones du NYISO, avec New York en tête. La capacité représentait 82 % du prix de référence, bien plus que les pics d’énergie.

Le prix de référence de New York a atteint 266 $/MW-jour en juin 2026, soit plus du double de toute autre zone de l’État. La capacité non forcée (UCAP) de la ville s’est établie à 32,53 $/kW-mois lors de l’enchère de juin, environ quatre fois le prix moyen de l’État, après que l’offre locale a frôlé l’exigence à 0,09 %. Ce résultat s’explique par un retard dans la disponibilité du Champlain Hudson Power Express (CPHE), qui relie l’hydroélectricité canadienne à New York.

Points clés à retenir

• Le prix de référence de New York a atteint 266 $/MW-jour, soit plus du double de toute autre zone. La capacité représentait 82 % de cette valeur, portée par une enchère de juin qui a atteint 32,53 $/kW-mois avec seulement 0,09 % d’excédent d’offre.
• Le prix de capacité de référence (RCP) a divisé le NYISO en deux : 219 $/MW-jour à New York contre 54 $/MW-jour dans le reste de l’État.
• Les écarts top-bottom (TB4) sur quatre heures à terme étaient les plus élevés dans le sud de l’État. Long Island a dominé à 196 $/MW-jour, suivie de New York à 190 $/MW-jour, établissant les REAP les plus hauts.
• Les écarts top-bottom en temps réel étaient supérieurs à ceux à terme dans chaque zone. Le prix temps réel de New York a culminé à 612 $/MWh, soit 27 % du pic de 2 236 $/MWh de juin 2025.

Le prix de référence de New York dépasse plus du double des autres zones

Le prix de référence est l’indicateur ISC, exprimé en $/MW-jour. Il additionne une composante capacité (RCP) et une composante énergie (REAP).

New York arrive en tête avec 266 $/MW-jour. Long Island est deuxième avec 128 $/MW-jour. Les zones de la vallée de l’Hudson (Hudson Valley, Millwood et Dunwoodie, zones G à I) sont groupées entre 96 et 97 $/MW-jour. Le reste de l’État varie entre 84 $/MW-jour à l’Ouest et 95 $/MW-jour au Centre. L’Ouest affiche le prix de référence le plus bas de New York.

L’écart provient presque entièrement de la capacité. Le RCP de New York seul, à 219 $/MW-jour, dépasse le prix de référence complet de toutes les autres zones. Le reste de la différence provient de l’écart à terme, qui définit le REAP de chaque zone.

New York est contrainte par le réseau, donc le NYISO exige qu’une part minimale de capacité soit située dans la ville. Quand l’offre locale est tendue, le marché de capacité de New York s’établit bien au-dessus du reste de l’État. L’UCAP de New York a été fixée à 32,53 $/kW-mois. Long Island a été fixée à 11,70 $/kW-mois, avec 4,66 % d’excédent. Le reste de l’État a été fixé à 7,87 $/kW-mois, avec 3 % d’excédent.

Juin fait partie de l’année de capacité 2026-27, donc les facteurs d’accréditation de mai sont reconduits. Le CAF 2026-27 CHPE-Out était de 82,3 % pour le reste de l’État, 81,8 % pour la vallée de l’Hudson (zones G à I), 80,8 % pour New York, et 81,0 % pour Long Island.

Les écarts à terme étaient plus élevés dans le sud du NYISO

Le REAP correspond au quart de l’écart TB4 à terme. Ainsi, le marché à terme fixe la composante énergie du prix de référence.

Long Island a affiché l’écart à terme le plus élevé à 196 $/MW-jour, pour un REAP de 49 $/MW-jour. New York suit à 190 $/MW-jour, pour un REAP de 47 $/MW-jour. Les zones de la vallée de l’Hudson étaient entre 171 et 174 $/MW-jour à terme. Les zones du nord étaient plus basses, l’Ouest étant la plus faible à 122 $/MW-jour et un REAP de 30 $/MW-jour.

Long Island a donc enregistré le REAP le plus élevé de l’État. Mais son faible prix de capacité a laissé son prix de référence total à moins de la moitié de celui de New York.

La volatilité temps réel du NYISO a diminué sur un an, l’été étant moins extrême qu’en 2025

Juin 2026 a été un mois énergétique plus calme qu’un an plus tôt. Le prix temps réel moyen de New York était de 54 $/MWh sur le mois, avec un pic à 612 $/MWh le 10 juin à 14 h (heure se terminant à 15 h).

Le recul d’une année sur l’autre s’explique par un effet de base, non par un mois de juin 2026 particulièrement calme. La vague de chaleur de juin dernier a poussé le NYISO à un pic de 32 GW, avec 54 heures au-dessus de 25 GW, et Central Park a atteint un record de 99°F. En comparaison, juin 2026 a culminé à 28 GW sur seulement 17 heures similaires.

Ce pic représente environ un quart de celui de juin 2025, où le prix temps réel de la ville avait atteint 2 236 $/MWh. Le prix de pointe à 17 h était inférieur de 42 % à celui de l’année précédente (102 $/MWh contre 175 $/MWh), et les prix de l’après-midi étaient globalement 23 % plus bas.

Deux épisodes de chaleur ont touché le sud de l’État. La vague de chaleur de la côte Est du 10 au 12 juin a provoqué le pic de 612 $/MWh du mois. Une autre vague a clôturé juin, avec des températures à trois chiffres attendues dans le sud de l’État.

Aucun épisode n’a reproduit la rareté de 2025. Les écarts TB4 temps réel ont diminué partout sur un an. L’écart moyen temps réel de New York était de 290 $/MW-jour, contre 559 $/MW-jour un an plus tôt. Celui de Long Island est tombé à 270 $/MW-jour contre 781 $/MW-jour.

La régulation a dominé les prix des services système du NYISO, culminant à 77 $/MWh le 11 juin

Les prix des services système ont suivi la même chaleur du 10 juin. La régulation temps réel a atteint 77 $/MWh le 11 juin, contre une médiane mensuelle de 12 $/MWh. Les réserves ont culminé le même jour, avec 62 $/MWh en 10 minutes tournantes et 58 $/MWh en 30 minutes opérationnelles, à partir d’un niveau quasi nul.

La régulation et les réserves sont hors du prix de référence, qui ne prend en compte que la capacité et l’écart énergie à terme. L’ISC règle une batterie par rapport à ce prix de référence, donc les revenus de régulation et de réserve sont des gains supplémentaires au-delà du prix d’exercice.

Qu’enseigne le mois de juin ?

En juin 2026, le prix de référence de New York a dépassé plus du double des autres zones, et la capacité représentait 82 % de cette valeur. Une enchère locale tendue, à seulement 0,09 % au-dessus du seuil, a fixé l’UCAP de la ville à environ quatre fois le prix moyen de l’État.

L’énergie était moins volatile qu’en juin 2025. Les écarts à terme étaient concentrés dans le sud de l’État, mais la volatilité temps réel a diminué d’une année sur l’autre, l’été 2026 n’ayant pas atteint la rareté de 2025 malgré des températures élevées.

Dans la plupart de l’État, le prix de référence reste aligné sur le prix de capacité, et l’arbitrage énergétique ainsi que les services système sont les domaines où les batteries peuvent surperformer.