Ce mois-ci, l'évolution des prix de référence du NYISO a été 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 diminué de 13 % sur un an, à 115 $/MW-jour, car 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 continue d’être réglée séparément du reste de l’État, à un prix 72 % supérieur à celui de septembre dernier. Cela s’explique par deux changements : le NYISO a augmenté l’exigence de capacité de Long Island de 106,5 % à 110,3 % de la charge de pointe, et la centrale de Pinelawn (82 MW) a pris sa retraite.

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

Le potentiel d’arbitrage énergétique est resté 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 depuis 13 mois. Le TB4 Day-Ahead, qui détermine le prix de référence de l’arbitrage énergétique (REAP) de chaque zone, s’est établi en moyenne à 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 porté la moyenne mensuelle en temps réel 14 % au-dessus du Day-Ahead.

Points clés à retenir

• Le prix de référence de New York a baissé de 13 % sur un an, à 115 $/MW-jour. Son prix de capacité de 12,39 $/kW-mois est 21 % inférieur à septembre dernier, le CHPE proposant 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 réglé 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 %, à 5,97 $/kW-mois, alors que les attributions d’Hydro-Québec aux enchères spot sont passées de 523 MW à zéro.
• Le TB4 Day-Ahead s’est établi à 100 $/MW-jour, son plus bas niveau en 13 mois. Les écarts en temps réel ont été en moyenne 14 % supérieurs au Day-Ahead, en raison de trois jours à la mi-septembre.

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

En septembre, la RCP a représenté 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 en aval et sont restés stables en amont. À New York et Long Island, la RCP a évolué davantage 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.

En amont, les deux effets se sont en grande partie compensés. 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 en amont

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