Ce mois-ci, l'évolution des prix de référence du NYISO était étroitement liée aux marchés de capacité, qui fixent le prix de référence de la capacité (RCP) pour chaque zone.

Le prix de référence de New York a chuté de 13 % sur un an, à 115 $/MW-jour, alors que les importations via le Champlain Hudson Power Express (CHPE) ont fait baisser son prix de capacité de 21 %.

Le prix de référence de Long Island a augmenté de 30 %, atteignant 99 $/MW-jour. Sa capacité a continué à s'effacer séparément du reste de l'État, à un prix 72 % supérieur à celui de septembre dernier. Cela s'explique par deux changements : NYISO a relevé l'exigence de capacité de Long Island de 106,5 % à 110,3 % de la pointe de charge, et la centrale de Pinelawn (82 MW) a été retirée du marché.

Les prix de référence de l'Upstate et de la vallée de l'Hudson ont augmenté de 2 % à 7 % par rapport à août, même si la volatilité des prix a diminué. Cela s'explique par la hausse de 32 % des prix de capacité du reste de l'État, après que Hydro-Québec n'a vendu aucune capacité lors de l'enchère à l'échelle de l'État.

Le potentiel d'arbitrage énergétique était faible, car les écarts TB4, soit la différence entre les quatre heures les plus chères et les quatre moins chères de chaque jour, ont atteint leur plus bas niveau en 13 mois. Le TB4 Day-Ahead, qui fixe le prix de référence de l'arbitrage énergétique (REAP) pour chaque zone, a atteint en moyenne 100 $/MW-jour au nœud de référence. Les écarts en temps réel sont restés inférieurs au Day-Ahead la plupart des jours, mais trois jours à la mi-septembre ont fait grimper la moyenne mensuelle en temps réel de 14 % au-dessus du Day-Ahead.

Points clés à retenir

• Le prix de référence de New York a chuté de 13 % sur un an, à 115 $/MW-jour. Son prix de capacité de 12,39 $/kW-mois était 21 % inférieur à celui de septembre dernier, car le CHPE propose de la capacité à la ville depuis juillet.
• Le prix de référence de Long Island a augmenté de 30 % sur un an, à 99 $/MW-jour. Son surplus de capacité a été réduit de moitié, à 277 MW, et il s'est effacé à 10,13 $/kW-mois, soit 70 % de plus que le reste de l'État.
• Les prix de référence de l'Upstate et de la vallée de l'Hudson ont augmenté de 2 % à 7 % par rapport à août. Les prix de capacité du reste de l'État ont augmenté de 32 %, atteignant 5,97 $/kW-mois, alors que les attributions d'enchères spot d'Hydro-Québec sont passées de 523 MW à zéro.
• Le TB4 Day-Ahead a atteint en moyenne 100 $/MW-jour, un plus bas de 13 mois. Les écarts en temps réel ont atteint en moyenne 14 % de plus que le Day-Ahead, en raison de trois jours à la mi-septembre.

La capacité représentait 60 % à 76 % du prix de référence de chaque zone

En septembre, la RCP représentait 76 % du prix de référence de New York. Dans toutes les autres zones, elle représentait entre 60 % et 71 %. De mai à août, la RCP représentait 42 % à 72 % des prix de référence.

D'une année sur l'autre, les prix de référence ont baissé dans le sud de l'État et sont restés stables dans le nord. À New York et Long Island, la RCP a évolué plus que le REAP. La RCP de New York a baissé de 16 $/MW-jour, tandis que son REAP a baissé de 1 $/MW-jour. La RCP de Long Island a augmenté de 27 $/MW-jour, tandis que son REAP a baissé de 4 $/MW-jour.

Dans le nord de l'État, les deux effets se sont en grande partie annulés. Les RCP ont augmenté de 3 $/MW-jour à 4 $/MW-jour, et les REAP ont baissé de 1 $/MW-jour à 6 $/MW-jour.

Hydro-Québec a ajouté un surplus de capacité à New York et l'a retiré dans le nord de l'État

L'enchère de capacité de New York a été conclue à 12,39 $/kW-mois en septembre, soit 21 % de moins que les 15,73 $/kW-mois de l'an dernier. Le CHPE, qui transporte l'électricité d'Hydro-Québec vers New York, propose de la capacité dans la zone J depuis l'enchère de juillet. La capacité au-dessus du besoin de la ville est passée de 629 MW (7,7 %) en septembre dernier à 866 MW (10,2 %). Avec un surplus plus important, la zone s'efface à un prix plus bas.