​Les prix de capacité de gros pour les BESS de quatre heures à New York augmentent de 248 $/kW-an en 2026 à 723 $/kW-an d’ici 2049. Cependant, les revenus spécifiques aux BESS évoluent dans la direction opposée.

Trois forces expliquent ce réajustement : l’unité de référence passe de la turbine à gaz au BESS, les ajouts d’éolien offshore augmentent les exigences locales aussi vite qu’ils ajoutent de l’offre, et les retraits thermiques réduisent les marges de fiabilité hivernale dans les années 2030. Les prix de règlement UCAP augmentent sur l’ensemble de la période de prévision. Les revenus spécifiques aux BESS non. L’écart entre les prix affichés et les paiements aux batteries se creuse chaque année à mesure que les facteurs d’accréditation se dégradent.

Ces projections font partie des prévisions de revenus BESS de Modo Energy pour le NYISO, qui modélisent les revenus issus de la capacité, de l’arbitrage énergétique et des services auxiliaires jusqu’en 2050.

À retenir

• Trois forces structurelles réajustent simultanément les prix de capacité du NYISO en 2026 : changement d’unité de référence, évolution des exigences liées à l’éolien offshore et baisse due aux retraits thermiques.
• Les prix de règlement UCAP augmentent sur l’horizon de prévision, mais les revenus des BESS atteignent un pic précoce puis diminuent. Les revenus à quatre heures à New York chutent de 206 $/kW-an en 2026 à 108 $ en 2049, à mesure que les facteurs d’accréditation (CAF) se contractent avec la pénétration du parc.
• La fenêtre d’unité de référence BESS s’étend de 2026 à 2029. La conversion de l’Installed Capacity (ICAP) à l’UCAP amplifie les prix de règlement par 1,77 à New York contre 1,02 avec la turbine à gaz.
• Les systèmes de quatre heures bénéficient d’un CAF de 83 % contre 58 % pour les systèmes de deux heures. Ces deux valeurs baissent à mesure que la pénétration BESS augmente, limitant les revenus même si les prix de capacité grimpent.

Le marché de capacité du NYISO valorise déjà la localisation avant tout

Depuis 2023, les prix de capacité à New York dépassent de 250 % les niveaux de l’État. Cette prime est structurelle : les entités de desserte de la zone J doivent acheter 75,6 % de la pointe prévue auprès de ressources locales. La zone K (Long Island) doit en acheter 107,3 %. Aucune zone ne peut remplacer cette capacité locale par de la capacité moins chère du nord de l’État.

Aujourd’hui, seuls 14 MW de BESS fournissent de l’UCAP hivernal accrédité sur tout le NYISO. Le parc va passer de quasi-zéro à 4 GW d’ici 2030. La façon dont cette croissance interagit avec les règles d’accréditation déterminera si les batteries profitent ou non de la prime de prix existante.

Trois forces convergent lors de l’année de capacité 2026-2027

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L’exigence de capacité de New York augmente de 410 MW en mai 2026. Celle de l’État grimpe de 784 MW. Ces hausses reflètent le scénario de base préliminaire de la marge de réserve installée (IRM) du New York State Reliability Council pour 2026-2027.

En parallèle, la (CHPE) ajoute 1 250 MW d’importations estivales vers la zone J de mai à octobre 2026. L’excédent s’accumule sur deux années de capacité, car l’ajustement de la courbe de demande prend du retard sur l’ajout d’offre, produisant un creux de prix en 2027-2028.