​Le prix de référence de la ville de New York a atteint 244 $/MW-jour en mai 2026, soit une hausse de 105 % sur un an. 94 % de cette augmentation provient du composant capacité du prix de référence. Le prix de la capacité non forcée (UCAP) de NYC a plus que doublé par rapport à l'année précédente, atteignant 32,59 $/kW-mois. Une vague de chaleur à la mi-mai a également contribué à élargir les écarts entre les prix hauts et bas.

Cette envolée de la capacité a creusé l'écart entre NYC et les zones du nord de l'État, où les prix de référence se situaient entre 77 et 84 $/MW-jour. Pour une batterie à New York, le prix de référence ISC est principalement déterminé par le prix de la capacité, qui a doublé ce mois-ci.

Points clés à retenir

• Le prix de référence de NYC a atteint 244 $/MW-jour, soit une hausse de 105 % sur un an. Les prix de capacité ont représenté environ 94 % de cette hausse, alors que le prix UCAP de NYC a plus que doublé sur un an pour atteindre 32,59 $/kW-mois.
• Les écarts TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 302 $/MW-jour, en hausse de 132 % sur un an. Une vague de chaleur du 17 au 20 mai a accentué la volatilité du mois, augmentant les écarts day-ahead et temps réel dans toutes les zones NYISO et élevant le prix de référence d’arbitrage énergétique (REAP).
• La régulation NYCA a culminé à 51 $/MWh le 17 mai alors que les températures grimpaient. Il s'agit d'un revenu supplémentaire non suivi par le prix de référence de capacité (RCP) et le REAP, que les batteries captent en suivant le signal de régulation durant les heures les plus chères.

La ville de New York a doublé son prix de capacité sur un an

La ville de New York est contrainte au niveau du transport, et le NYISO exige donc qu’une part minimale de la capacité de l’État soit située dans la ville. Lorsque la capacité offerte à NYC est limitée, le marché de la capacité y atteint des niveaux bien supérieurs au reste de l’État, non contraint.

Avec le début de la période de capacité estivale le 1er mai, l’UCAP de NYC s’est établi à 33 $/kW-mois, soit plus du double des 15 $/kW-mois de mai 2025 et cinq fois les 6 $/kW-mois de la période hivernale d’avril. Long Island a atteint 11 $/kW-mois et le reste de l’État 8 $/kW-mois.

La ville de New York a mis en service une nouvelle ligne d’importation majeure à la mi-mai : le Champlain Hudson Power Express de 1 250 MW a commencé à fonctionner le 13 mai. Mais elle a manqué la date limite de notification du NYISO, elle n’a donc pas été comptabilisée comme capacité en mai et ne sera éligible qu’à partir de l’enchère de juillet.

Le prix de la capacité alimente directement le RCP. Le RCP de NYC a atteint 212 $/MW-jour, contre environ 95 $/MW-jour un an plus tôt, selon les nouveaux facteurs d’accréditation 2026-27 du NYISO. Ces facteurs excluent également la CHPE, calculés comme si la ligne n’existait pas.

Pour une batterie à New York, la seule capacité dépasse actuellement le prix de référence de n’importe quelle zone du nord de l’État.

Les écarts day-ahead et temps réel ont augmenté dans toutes les zones

Les écarts TB4 se sont élargis à travers l’État de New York sur un an, tant sur les marchés day-ahead que temps réel. Au nœud de référence, le TB4 temps réel a atteint en moyenne 302 $/MW-jour en mai 2026, soit une hausse de 132 % par rapport aux 130 $/MW-jour de l’année précédente. Les TB day-ahead ont atteint en moyenne 131 $/MW-jour.

Le REAP est défini par l’écart day-ahead, donc le marché day-ahead fixe la composante énergie du prix de référence.

Long Island a mené les TB day-ahead à 164 $/MW-jour. New York a suivi à 128 $/MW-jour. Les zones du nord de l’État étaient plus basses, avec l’ouest au plus bas à 97 $/MW-jour. Long Island a donc affiché le REAP le plus élevé de l’État.

L’ordre est resté le même en temps réel, mais avec des niveaux plus élevés. Long Island a mené à 285 $/MW-jour, en hausse de 36 % sur un an. New York a suivi à 203 $/MW-jour, en hausse de 45 %. Les écarts temps réel ont dépassé ceux du day-ahead dans chaque zone.

Cet écart n’est pas pris en compte dans le prix de référence, et les batteries qui profitent des variations intrajournalières peuvent dépasser le REAP.

Une vague de chaleur à la mi-mai a provoqué la volatilité du mois

Une vague de chaleur à la mi-mai a fait grimper brutalement les prix à New York. La ville de New York a atteint 34 °C le 19 mai, et les maximales de l’État ont culminé à 31 °C le 18 mai, soit environ 12 °C de plus que la moyenne de mai 2025.

Les prix temps réel ont bondi à 305 $/MWh le 17 mai alors que la demande augmentait, soit le pic le plus marqué du mois.

Tout au long du mois, les prix temps réel sont restés au-dessus de ceux de mai 2025, avec des pics du soir plus marqués. La moyenne mensuelle temps réel a atteint 35 $/MWh, contre 32 $/MWh un an plus tôt. Les prix se sont inversés le week-end du Memorial Day, chutant à -21 $/MWh le 24 mai alors qu’une faible demande liée au jour férié rencontrait un fort vent et une montée du solaire.

La vague de chaleur a aussi fait grimper les prix des services système

La même chaleur qui a élargi les écarts énergétiques a fait grimper les prix des services système. La régulation a réagi la première. La régulation NYCA a atteint 51 $/MWh le 17 mai, soit plus de trois fois sa médiane mensuelle de 14 $/MWh.

Les réserves ont suivi le lendemain. Le 18 mai, les trois produits de réserve sont passés au-dessus de 20 $/MWh, à partir d’une base proche de zéro : 10 minutes synchrones à 22, 10 minutes non synchrones à 22 et 30 minutes à 20.

Les services système ne sont pas inclus dans le prix de référence, qui ne prend en compte que la capacité et l’écart énergie day-ahead. L’ISC règle une batterie sur cette base, donc les revenus de régulation et de réserve s’ajoutent aux gains au-delà du prix de déclenchement.

Que nous apprend le mois de mai ?

Le prix de capacité de la ville de New York a doublé sur un an, et son prix de référence est désormais plus de trois fois supérieur à celui du nord de l’État. Le redémarrage estival rouvre cet écart chaque année, mais 2026 l’a creusé bien plus qu’en 2025.

Pour la majeure partie de l’État, le prix de référence reste lié aux prix de compensation de la capacité. L’arbitrage énergétique et la régulation, boostés par la vague de chaleur de mai, sont les domaines où les batteries peuvent dépasser ce niveau.

Pour en savoir plus sur le fonctionnement de l’ISC, ce qui détermine le prix de référence et comment les batteries peuvent le dépasser, consultez l’explication de l’ISC par Modo Energy ici.