Résumé exécutif
L’enchère de décembre du NYISO indique des revenus de capacité plus élevés pour les batteries à Long Island et à New York City. Les courbes de demande pour l’hiver 2025–2026 augmentent les plafonds de prix dans les deux zones tout en modifiant les exigences dans des directions opposées.
Les systèmes de stockage d’énergie par batterie dans l’État de New York ne fournissent aujourd’hui que 14 MW d’UCAP hivernal accrédité, avec 2 GW attendus d’ici 2030. Les prix d’effacement de décembre signalent donc le potentiel futur des revenus du stockage, plutôt que de refléter les revenus actuels. Long Island montre le potentiel de hausse de prix le plus fort. New York City conserve sa prime malgré des exigences de capacité plus faibles. Les zones de l’État et du sud devraient rester alignées sur l’hiver dernier, sauf changement d’offre.
Les courbes de demande de cet hiver montrent trois évolutions notables :
- L’exigence de capacité de New York City diminue tandis que celle de Long Island augmente. Ces changements modifient la proximité de chaque zone avec la rareté.
- Les prix de référence et les prix maximums augmentent à New York City et à Long Island. Ces hausses élargissent la fourchette de prix hivernale si l’offre se resserre.
- Les CAF actualisés pour 2025-26 augmentent la valeur UCAP pour les systèmes de quatre heures et plus. Ces ajustements modifient le revenu de capacité fiable par MW.
1. Les paiements de capacité peuvent représenter plus de 50 % des revenus des BESS
Le stockage d’énergie par batterie à New York génère des revenus via l’arbitrage énergétique, les services auxiliaires et la capacité fiable. Le revenu de capacité fiable constitue une part mesurable du chiffre d’affaires annuel.
En 2023 et 2024, une batterie hypothétique de quatre heures aurait pu percevoir jusqu’à 50 % de ses revenus totaux uniquement via les paiements de capacité. Les systèmes de six et huit heures bénéficient d’une part plus élevée grâce à des facteurs d’accréditation de capacité (CAF) supérieurs, générant des paiements de capacité plus importants par MW.
Le revenu de capacité et sa fiabilité sont particulièrement importants à considérer lors de l’évaluation des différentes durées de projets BESS. Ceci est d’autant plus vrai que :
- Le revenu de capacité devient une part croissante du chiffre d’affaires pour les ressources de longue durée (c’est-à-dire 6 heures et plus)
- Le revenu de capacité peut varier fortement entre l’été et l’hiver car les CAF BESS varient selon la saison.
Pour de nombreux projets, le revenu de capacité fiable détermine si les retours restent supérieurs aux seuils de financement à New York, en complément du crédit stockage indexé.
2. Comprendre la structure du marché de capacité du NYISO
Les courbes de demande du NYISO remplacent les offres d’achat de capacité lors des enchères mensuelles. Elles établissent les prix d’effacement en fonction de la relation entre l’offre certifiée et les exigences minimales de fiabilité.
Le mécanisme fonctionne ainsi : le NYISO calcule la capacité totale certifiée pour chaque zone. Les producteurs soumettent des offres de vente de capacité. La courbe de demande croise l’offre totale pour déterminer le prix d’effacement. Toutes les offres acceptées reçoivent ce prix uniforme.
Lorsque l’offre certifiée tombe en dessous des exigences minimales, les prix augmentent fortement – incitant à l’entrée de nouvelles capacités. Si l’offre dépasse l’exigence, les prix baissent – signalant un surplus. Lorsque l’offre atteint 112 à 118 % de l’exigence (selon la zone), les prix tombent à zéro au « point de croisement zéro ».
Pour maintenir ces calculs à jour, le NYISO fonctionne sur un cycle de quatre ans : un processus complet de parties prenantes remet à zéro les courbes, puis des mises à jour annuelles via des formules prédéterminées les ajustent entre chaque cycle. Le cycle actuel court de 2025 à 2029. Cette remise à zéro a introduit un changement important : le NYISO a instauré des courbes de demande distinctes pour l’été et l’hiver dans chaque zone de capacité, reflétant différents risques saisonniers de fiabilité.
Les exigences baissent à New York City tandis qu’elles se resserrent à Long Island
Le prix maximum d’effacement hivernal de Long Island a bondi à 70,81 $/kW-mois, dépassant New York City comme plafond de rareté le plus élevé de l’État. Cela inverse la tendance de l’été 2024, où le maximum de NYC (33,05 $/kW-mois) dépassait celui de Long Island (27,78 $/kW-mois).
Le changement saisonnier est spectaculaire : le maximum hivernal de Long Island est 155 % supérieur à son niveau estival, tandis que celui de NYC augmente de 66 %. Les zones moins contraintes affichent des primes moindres : Downstate grimpe de 12 % à 27,72 $/kW-mois et l’État augmente de 25 % à 22,62 $/kW-mois.
Long Island offre désormais le potentiel de revenus de rareté le plus élevé de l’État de New York.
Ces changements envoient trois signaux d’investissement :
- Des exigences plus faibles à New York City réduisent le risque de rareté immédiate.
- Des plafonds de prix plus élevés à NYC et Long Island augmentent le potentiel de revenus.
- Des exigences plus strictes à Long Island créent le signal de rareté le plus fort.
3. Le NYISO rémunère les batteries sur la capacité non forcée, pas installée
Le NYISO rémunère les ressources pour leur capacité à soutenir le réseau lors de l’heure hivernale la plus risquée. Trois concepts définissent ce processus.
La capacité installée (ICAP) correspond à la puissance nominale d’une ressource. La capacité non forcée (UCAP) est la part d’ICAP attendue comme disponible lors de la période la plus tendue. Le facteur d’accréditation de capacité (CAF) détermine la part d’ICAP qui contribue à l’UCAP via un coefficient de réduction.
Par exemple, une batterie de 100 MW avec un CAF de 0,78 fournit 78 MW d’UCAP.
Le NYISO paie le prix d’effacement en fonction de l’UCAP. Le CAF détermine donc le revenu de capacité. Le tableau des CAF pour l’hiver 2025–2026 modifie l’économie des durées.
À New York City, le CAF sur quatre heures est de 78,5 % tandis que sur deux heures il est de 64,9 %, soit une différence de 21 % en UCAP. Long Island présente un écart encore plus important : le CAF sur quatre heures atteint 87,1 %, mais sur deux heures il chute à seulement 52,7 %, créant une différence de 66 %. En comparaison, les systèmes de six et huit heures atteignent des CAF de 85 à 99 % dans toutes les zones. Les différences entre zones sont dues aux prévisions de pointe d’électricité et aux contraintes de capacité dans les zones à forte demande, comme New York City.
Des CAF plus élevés augmentent le revenu de capacité par MW même si l’ICAP reste identique. Les batteries de deux heures restent éligibles aux paiements de capacité mais fournissent une UCAP plus faible. La structure des CAF renforce la pertinence commerciale des systèmes sur quatre heures. Elle influence le choix de la durée pour les nouveaux projets.
4. New York City affiche des prix 250 % supérieurs au reste de l’État depuis 2023
Les prix de capacité à New York City sont tombés près de zéro début 2021, puis ont augmenté régulièrement jusqu’en 2023. Depuis 2023, NYC maintient des prix supérieurs de plus de 250 % au reste de l’État, avec une moyenne de 12 à 20 $/kW-mois contre 2 à 6 $/kW-mois dans l’État. Les retraits thermiques ont réduit l’offre locale alors que les exigences hivernales augmentaient, resserrant l’équilibre offre-demande. La baisse de l’exigence 2025–2026 marque la première inversion de cette tendance.
Les règles d’approvisionnement local en capacité renforcent ce schéma :
- Zone J (New York City) : les fournisseurs doivent s’approvisionner localement à hauteur de 75,6 % de la pointe prévue.
- Zone K (Long Island) : 107,3 %.
- Lower Hudson Valley (G–J) : 86,9 %.
Comment fonctionnent les contraintes de localité :
Les limites de transmission empêchent certains poches de charge d’importer une capacité illimitée du reste de l’État. Le NYISO fixe donc des exigences de capacité locale (LCR) pour les zones contraintes – des pourcentages minimums de la pointe locale à satisfaire avec des ressources locales.
L’enchère s’effectue dans l’ordre, de la zone la plus contrainte à la moins contrainte :
- New York City efface d’abord à son LCR
- Long Island efface ensuite à son LCR
- G-J Locality efface en troisième à son LCR
- NYCA (état entier) efface en dernier, intégrant toutes les exigences locales
Le prix d’effacement de chaque zone reflète son propre équilibre offre-demande. Les zones contraintes effacent généralement à des primes par rapport au prix de l’État. Les ressources situées dans les zones contraintes peuvent vendre localement à un prix plus élevé, ou exporter vers des zones moins contraintes à des prix inférieurs.
L’excédent de capacité acheté dans une zone peut être alloué à d’autres zones selon la charge, mais doit d’abord satisfaire les exigences locales.
5. Long Island et New York City affichent des signaux de hausse de prix
Le prix d’effacement de décembre reflétera trois changements : exigences, plafonds de prix et règles d’accréditation. Ces paramètres définissent l’exposition à la rareté au niveau des zones.
Seulement 14 MW de BESS sont inclus dans l’évaluation de capacité hivernale 2025-26 du NYISO, selon le Gold Book et les coefficients d’hiver du NYISO. Cela représente une part négligeable de l’enchère de capacité. Comme la participation reste faible aujourd’hui, ces enchères sont des indicateurs pour les futurs revenus BESS.
Perspectives selon l’évolution des courbes de demande
Les prix de référence et les prix maximums augmentent à la fois à New York City et à Long Island. Ces évolutions augmentent le prix potentiel d’effacement si la disponibilité hivernale diminue.
1. L’exigence de New York City diminue tandis que les prix augmentent
L’exigence UCAP de NYC baisse de 6 % sur un an. Le prix de référence augmente de 1 % et le prix maximum bondit de 65 %. Moins de capacité nécessaire, mais des prix plus hauts si l’offre se resserre.
2. Long Island affiche le potentiel de hausse de prix le plus marqué
L’exigence UCAP de Long Island augmente de 2 % – seule zone où l’exigence progresse. Le prix de référence grimpe de 45 % et le prix maximum explose de 155 %. Des exigences et des plafonds plus élevés accroissent la probabilité de rareté.
3. L’État et le sud restent stables
Les exigences UCAP augmentent de 1 % à l’échelle de l’État et baissent de 6 % à Downstate (G-J Locality). Les prix de référence reculent de 2-3 % dans les deux zones. Les prix maximums montent de 13 à 25 %, mais à partir de niveaux plus bas que dans les poches de charge.
6. Volatilité du marché dans les enchères de capacité
La volatilité historique à New York City ajoute de l’incertitude. La zone passe rapidement du surplus à la rareté en hiver. Les autres zones montrent plus de stabilité.
L’exigence de capacité à New York City diminue. Cela éloigne la zone de la rareté et réduit le risque de pénurie de capacité. L’exigence de Long Island augmente, rapprochant la zone de la rareté. Cependant, les prix de capacité à Long Island varient historiquement moins que la volatilité observée à New York City.
Indicateurs à surveiller pour les développeurs en décembre
Les développeurs suivront quatre signaux quantifiables :
- Comparaison des prix d’effacement avec les nouveaux niveaux de référence à New York City et Long Island.
- Si les prix de capacité à Downstate ou Long Island commencent à diverger de ceux de l’État, comme à New York City
- Comment l’exigence plus faible de NYC interagit avec la disponibilité thermique et les importations.
- Comment les systèmes sur quatre heures s’en sortent par rapport à leur avantage CAF avec l’augmentation de la participation.
Ces éléments influencent la taille de la dette, les hypothèses de couverture et le choix de la durée pour les projets de stockage en phase initiale et ceux dans la file d’interconnexion
7. À retenir
Les courbes de demande hivernales du NYISO reflètent la prime de capacité à New York City et Long Island, liée à la difficulté et au coût croissants de construction dans ces zones. Toutefois, la situation est complexe. D’un côté, exigences et plafonds de prix évoluent différemment selon les zones. De l’autre, les CAF augmentent simultanément la valeur UCAP des systèmes sur quatre heures. De plus, les résultats historiques confirment cette tendance, soulignant la sensibilité des prix dans le sud de l’État.
En conséquence, le résultat de décembre indiquera si la valeur de rareté augmente ou se stabilise dans les zones du sud. Pour les développeurs qui doivent choisir la durée, l’implication est claire : des revenus de capacité hivernale plus élevés renforcent l’attrait des batteries sur quatre heures à New York City et Long Island. En effet, à l’avenir, ces zones offriront les meilleurs rendements potentiels. Ainsi, alors que la flotte de stockage de l’État passera de 14 MW aujourd’hui à plusieurs gigawatts dans la prochaine décennie, les développeurs devraient prioriser ces emplacements.
