​Les prix de capacité à New York connaissent une forte hausse cet été. L’enchère spot mensuelle s’est conclue à 32,6 $/kW-mois en mai et à 32,5 $/kW-mois en juin. Il s’agit d’un record, 67 % au-dessus du précédent maximum de la zone et plus du double des prix de mai et juin 2025.

Le principal facteur est la rareté de la production dans une zone contrainte au niveau du réseau, combinée à des exigences de fiabilité estivale accrues pour NYC. Lors de la réinitialisation estivale du 1er mai, le surplus de capacité de New York a chuté de 1 GW, passant de 1 050 MW à un chiffre à un seul chiffre. Les deux tiers de la hausse des prix proviennent de cette pression, le reste étant dû à une courbe de demande plus élevée.

Points clés à retenir

• Les prix de capacité à New York ont atteint 32,6 $/kW-mois en mai 2026, un record 67 % supérieur au précédent. Les prix de l’été 2026 sont plus du double de ceux de l’été 2025.
• La production disponible de la ville a diminué d’environ 617 MW pour l’été, soit plus que l’augmentation de 435 MW de la demande. Ensemble, cela a effacé un surplus de 1 GW dans la capacité offerte.
• Pour les batteries, cette hausse représente 25 600 $/MW-mois, soit 5 millions de dollars sur mai et juin pour un système de 100 MW sur quatre heures.
• Long Island et le reste de l’État ont également battu des records, mais sont restés trois fois moins élevés, entre 8 et 12 $/kW-mois (Long Island +11 %, reste de l’État +29 %).

New York a historiquement affiché des prix supérieurs au reste de l’État

New York se trouve derrière une contrainte de transport. Une part minimale de la pointe doit être couverte par la production locale et ne peut pas s’appuyer entièrement sur l’électricité moins chère du nord de l’État. D’où une prime de prix : depuis 2023, New York a affiché des prix plus de 250 % supérieurs à ceux du reste de l’État.

De plus, les prix de capacité de toutes les régions augmentent chaque été lorsque le système se tend. L’été 2026 a dépassé tous les précédents, 67 % au-dessus du record antérieur.

Long Island a augmenté de 11 % au-dessus de son propre record, et le reste de l’État de 29 %.

Conséquences pour les batteries

Une batterie reçoit des paiements de capacité après prise en compte des facteurs d’accréditation sur le prix de règlement. À New York, une batterie quatre heures bénéficie d’un facteur d’accréditation de 78,5 % et récolte 25 600 $/MW-mois cet été.

Pour un système de 100 MW, cela représente 5 millions de dollars de paiements de capacité rien que pour mai et juin.

Ce paiement est le double de l’été 2025 et plus de cinq fois le niveau de l’hiver 2025-26. Long Island et le reste de l’État gagnent beaucoup moins, car leur surplus a été maintenu. Les paiements varient aussi selon la durée : plus une batterie a une durée longue, plus elle est accréditée et plus elle gagne par MW.

Comment le prix de capacité de New York est monté à 33 $/kW-mois

La hausse de 6 à 33 $/kW-mois s’explique en trois étapes. La rareté a apporté la majeure partie : une fois le surplus disparu, l’enchère s’est conclue au point de référence de 100 % de capacité. Une courbe saisonnière plus élevée et le passage de l’unité de référence à une batterie 2h ont fait le reste.

​La Champlain Hudson Power Express, une ligne de transmission de 1 250 MW, a été mise en service le 13 mai mais a manqué la date limite de notification d’enchère. Par conséquent, la ligne n’a pas pu être comptée comme capacité locale à New York.

Qu’est-ce qui provoque ce pic cet été ?

Trois éléments ont tendu le marché en même temps. L’exigence a augmenté, l’offre éligible a diminué, et la Champlain Hudson Power Express n’était pas éligible pour les enchères de mai et juin.

La réinitialisation du 1er mai a relevé l’exigence de capacité non forcée de New York de 435 MW, passant de 8 051 MW à 8 486 MW. Parallèlement, l’exigence de capacité localisée (LCR) de la zone J est passée de 78,5 % à 82,6 %. La pointe prévue a à peine bougé (+0,5 %), ce qui confirme qu’il s’agit d’une hausse de l’exigence, et non d’une augmentation de la demande.

En parallèle de ces changements, l’offre de NYC a diminué par rapport à l’hiver 2025. Lors des vagues de chaleur estivales, les centrales thermiques sont déclassées : leur capacité fiable baisse, donc elles accréditent moins de capacité. La capacité attribuée à New York a chuté de 617 MW entre les périodes, passant de 9 108 MW à 8 491 MW.

Les trois facteurs ont agi dans le même sens : la baisse de 617 MW de l’offre et la hausse de 435 MW de l’exigence correspondent au surplus d’environ 1 050 MW qui a disparu sans remplacement.

La courbe de demande de capacité du NYISO a aussi été rehaussée

Deux facteurs ont relevé la courbe de demande lors de la réinitialisation estivale. D’abord, l’unité de référence est passée d’une centrale à gaz à une batterie deux heures. Son facteur de conversion ICAP-UCAP plus bas, 56 % contre 65 %, augmente le prix de référence. Ensuite, la courbe elle-même a été rehaussée en raison d’un changement du coût net d’entrée de l’unité de référence et du passage aux exigences estivales de localisation.

NYISO réinitialise la courbe à chaque période de capacité. Cet été, le point de référence ICAP de NYC est passé de 14,6 $ à 17,8 $/kW-mois. Avec le facteur d’accréditation plus bas, cela a relevé le point de référence UCAP, le prix à 100 % de l’exigence. Il a grimpé de 41 %, passant de 23,1 $/kW-mois en hiver à 32,7 $/kW-mois en été.

En hiver, la ville s’est réglée en bas de la courbe, avec un surplus d’environ 1 050 MW et un prix proche de 6 $/kW-mois. En été, elle s’est réglée au point de référence, sans surplus, à 32,6 $/kW-mois.

Perspectives pour les marchés de capacité NYISO 2026

L’enchère de juillet devrait faire baisser les prix. Champlain Hudson deviendra alors éligible, ajoutant 1 250 MW dans la ville et devrait alléger les prix pour le reste de l’été.

Mais la ligne ne renverse pas la tendance de fond. Les centrales thermiques continueront de fermer, le parc restant vieillit, et la demande d’électricité de New York augmente. La ville n’est plus qu’à une panne estivale d’un nouveau pic.

Si une ressource majeure ne peut pas participer ou si CHPE tombe en panne, le surplus disparaît à nouveau. Les installations à grande échelle en zone J, éligibles au marché de capacité contrairement aux BESS derrière le compteur, pourraient alors profiter de paiements exceptionnellement élevés.