Les prix de référence dans le nord de l'État étaient jusqu'à 43 % plus élevés ce mois de mars par rapport à l'année précédente, réduisant l'écart avec New York City. Les prix de capacité ont été le principal moteur de ce rapprochement : les RCP (prix de capacité de référence) du nord de l'État ont augmenté de 10 $/MW-jour sur un an (+150 %), tandis que le RCP de NYC a baissé de près de 5 $/MW-jour (-11 %). Le REAP (prix de référence de l'arbitrage énergétique) a joué un rôle secondaire, avec des écarts day-ahead globalement stables ou légèrement en hausse selon les zones.

L'écart entre la zone la moins chère du nord de l'État (Ouest, 41 $/MW-jour) et NYC (73 $) s'est réduit, passant de 42 $ en mars dernier à 32 $ cette année.

Points clés à retenir

• Les prix de référence du nord de l'État ont augmenté de 29 à 43 % sur un an, se rapprochant de ceux de NYC. NYC a baissé de 1,7 % à 72,70 $.
• La composante RCP a été le principal moteur du rapprochement des prix de référence. Le RCP de NYC a chuté de 11 % en raison d'une baisse de 23 % du prix UCAP.
• Les REAP sont restés globalement stables, mais les écarts en temps réel ont fortement augmenté, menés par la zone Capital à 267 $/MW-jour (+34 % sur un an). Les batteries captant la volatilité RT ont surperformé le REAP basé sur le day-ahead.
• ​Nine Mile Point 2 a été arrêtée le 9 mars, réduisant la production nucléaire de 22 %. La production à gaz a augmenté de 29 % pour compenser, accentuant la courbe de coût marginal.
• Une vague de froid en semaine 3 a inversé une période douce, les températures maximales chutant de 14 °F sous les niveaux de mars 2025. Les prix RT ont dépassé 250 $/MWh plusieurs soirs lors des heures de pointe.

Le RCP a favorisé le rapprochement des prix de référence

Le prix spot UCAP de NYC a chuté de 23 % sur un an à 6,24 $/kW-mois, tandis que toutes les autres zones de capacité ont augmenté de 111 % à 2,64 $/kW-mois. Cela a ajouté 10 $/MW-jour aux RCP du nord de l'État tout en faisant baisser celui de NYC de près de 5 $/MW-jour, même si le RCP de NYC reste plus du double du reste de l'État.

Les CAF plus élevés fixés par le NYISO pour l'année de capacité 2025/26 ont amplifié les gains hors NYC. Les CAF du nord de l'État sont passés de 67 % à 79 %, et ceux de Long Island de 79 % à 87 %. Le RCP de Long Island a atteint 18,54 $/MW-jour, au-dessus de toutes les zones du nord (16,80 $) malgré le même prix UCAP.

Le REAP est resté stable, mais les écarts temps réel ont bondi

Les REAP sont restés globalement stables sur un an, les écarts day-ahead étant constants.

L'histoire est différente en temps réel. Les écarts TB4 RT ont augmenté dans toutes les zones. La zone Capital a mené à 267 $/MW-jour, en hausse de 34 % par rapport à 199 $/MW-jour en mars 2025. NYC suit à 251 $/MW-jour (+35 %), et Central à 232 $/MW-jour (+26 %). À l'échelle de l'État, l'écart TB4 RT a atteint en moyenne 182 $/MW-jour contre 120 $/MW-jour en day-ahead, soit une prime de 52 %.

Comme le REAP utilise les écarts day-ahead, les batteries captant la volatilité temps réel ont systématiquement surperformé le prix de référence.

La forme horaire des prix montre ce qui a généré la prime RT. Les montées du soir en 2026 étaient plus marquées qu'en 2025, avec des prix systématiquement supérieurs à ceux de l'année précédente à partir de l'heure 17. Les prix du matin étaient comparables.

Des conditions système tendues ont maintenu les écarts élevés malgré la tendance post-tempête

Les écarts REAP et RT ont tous deux diminué depuis le pic de janvier. Cette tendance baissière reflète l'atténuation de l'impact des charges hivernales. Pourtant, les écarts RT de mars sont restés élevés sur un an, signe d'une tension de l'offre.

L'unité 2 de Nine Mile Point a été arrêtée le 9 mars pour un rechargement programmé, retirant environ 1,3 GW de capacité nucléaire. La production nucléaire moyenne a baissé de 22 % sur un an. La production à gaz a augmenté de 29 % pour combler le manque, et le dual fuel de 6 %. Ces technologies ont des coûts marginaux plus élevés que le nucléaire, ce qui accentue la courbe d'offre et pousse les prix à la hausse même lors des journées douces.

Les écarts de mars étaient également dépendants de la météo. La première semaine a été froide (maximales moyennes de 42 °F), avec des prix élevés au départ. La deuxième semaine, les maximales ont atteint 57 °F et les prix se sont détendus. Puis la troisième semaine a brusquement inversé la tendance, les maximales tombant à 46 °F et les minimales à 29 °F, soit 14 °F de moins que la même semaine en 2025. La volatilité a bondi plusieurs soirs lors des heures de pointe (HE17-HE20), amplifiée par un mix de production plus coûteux suite à la coupure nucléaire.

En fin de mois, les températures sont remontées et les prix DA et RT se sont stabilisés dans une fourchette printanière étroite.

Les services système ont ajouté un potentiel supplémentaire non suivi

​Les marchés des services système offrent un potentiel de revenus supplémentaire au-delà du prix de référence. Les batteries qui cumulent des revenus AS captent une valeur que ni le RCP ni le REAP ne reflètent.

Les prix des services système ont suivi la même trajectoire que ceux de l'énergie. La capacité de régulation a atteint en moyenne 18 $/MWh en temps réel, soit environ le double du niveau de mars 2025, reflétant le coût d'opportunité plus élevé de la réserve lorsque les prix de l'énergie sont élevés. À mesure que les prix de l'énergie ont baissé en fin de mois, les prix AS ont suivi la même tendance.

Les primes nodales ont offert un potentiel supplémentaire

​Comme les services système, les prix nodaux ne sont pas inclus dans le calcul du prix de référence. Les batteries situées sur des nœuds premium ont capté une valeur supplémentaire au-dessus de leur REAP zonal.

La zone Capital a dominé la carte des avantages nodaux ISC en mars. Les nœuds les plus performants ont dépassé 7 $/MW-jour au-dessus de la référence zonale Capital de 50,30 $.

Republic 115kV (Bartonbrook) a affiché la prime la plus élevée à 7,80 $/MW-jour, suivi de Lachute Hydro (7,61 $) et IP Ticonderoga (7,48 $). Ces nœuds sont situés le long du corridor de la vallée supérieure de l'Hudson et des Adirondacks, où les contraintes de transport font grimper les prix locaux au-dessus des moyennes zonales.

Pour les développeurs BESS évaluant l'implantation de projets ISC, le corridor Capital et vallée supérieure de l'Hudson a offert les plus fortes primes nodales en mars, ajoutant environ 15 % au prix de référence zonal.