​Les prix de capacité à New York connaissent une forte hausse cet été. L’enchère spot mensuelle s’est établie 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 sommet de la zone et plus du double des prix de mai et juin 2025.

La principale cause est la rareté de la production dans une zone contrainte par le réseau, combinée à des exigences de fiabilité estivale plus élevées pour NYC. Lors du réajustement du 1er mai, la capacité excédentaire de New York a chuté de 1 GW, passant de 1 050 MW à quelques mégawatts seulement. Les deux tiers de la hausse des prix proviennent de cette tension, 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 à leur précédent sommet. Les prix de l’été 2026 sont plus du double de ceux de l’été 2025.
• La capacité de production disponible dans la ville a chuté d’environ 617 MW à l’approche de l’été, soit plus que l’augmentation de 435 MW de la demande. Ensemble, cela a effacé un excédent de 1 GW de capacité proposée.
• Pour les batteries, cette envolée représente 25 600 $/MW-mois, soit 5 millions de dollars pour 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 chers, entre 8 et 12 $/kW-mois (Long Island +11 %, reste de l’État +29 %).

New York a historiquement dépassé le reste de l’État

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

En outre, les prix de capacité de toutes les régions augmentent chaque été lorsque le système se tend. L’été 2026 a marqué un nouveau record, 67 % au-dessus du précédent sommet.

Long Island a progressé 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 application des coefficients d’accréditation sur le prix de compensation. À New York, un système de quatre heures bénéficie d’un coefficient de 78,5 % et touche 25 600 $/MW-mois cet été.

Pour un système de 100 MW, cela représente 5 millions de dollars de paiements de capacité rien qu’en 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 touchent bien moins, leur excédent ayant été maintenu. Les paiements augmentent aussi avec la durée : une batterie de plus longue durée est mieux accréditée et gagne davantage par MW.

Comment le prix de capacité de New York a atteint 33 $/kW-mois

Le passage de 6 à 33 $/kW-mois s’explique en trois étapes. La rareté a joué le rôle principal : avec la disparition de l’excédent, l’enchère s’est réglée au point de référence de 100 % de capacité. Une courbe saisonnière plus élevée et le changement d’unité de référence vers une batterie 2h ont complété l’augmentation.

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

Qu’est-ce qui explique la flambée cet été ?

Trois facteurs ont resserré le marché en même temps : la hausse des exigences, la réduction de l’offre éligible et l’inéligibilité de la Champlain Hudson Power Express pour les enchères de mai et juin.

Le réajustement du 1er mai a augmenté 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 localisationnelle (LCR) de la zone J est passée de 78,5 % à 82,6 %. La pointe de demande prévue a à peine bougé (+0,5 %), ce qui confirme qu’il s’agit d’un relèvement d’exigence et non d’un bond de la demande.

En parallèle, l’offre de NYC a diminué par rapport à l’hiver 2025. Lors des fortes chaleurs, les centrales thermiques voient leur puissance effective baisser : leur capacité fiable diminue, donc leur accréditation aussi. La capacité attribuée à New York a chuté de 617 MW entre les deux périodes, passant de 9 108 MW à 8 491 MW.

Les trois facteurs ont donc joué dans le même sens : la baisse de 617 MW de l’offre et la hausse de 435 MW de la demande ont fait disparaître l’excédent d’environ 1 050 MW sans remplacement.

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

Deux éléments ont relevé la courbe de demande lors du réajustement estival. D’abord, l’unité de référence est passée d’une centrale à gaz à une batterie deux heures. Son coefficient de conversion ICAP-UCAP, de 56 % contre 65 %, fait grimper le prix de référence. Ensuite, la courbe elle-même a augmenté en raison du changement du Coût Net d’Entrée de l’unité de référence et du passage aux exigences estivales de localisation.

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

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

Perspectives pour les marchés de capacité du NYISO en 2026

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

Mais la ligne ne change pas la tendance de fond. Les centrales thermiques continueront de fermer, le parc restant vieillit, et la demande d’électricité de New York continue de croître. La ville n’est désormais plus qu’à une panne estivale d’une nouvelle flambée.

Si une ressource majeure ne peut pas participer ou si CHPE tombe en panne, l’excédent disparaît à nouveau. Les projets de grande taille dans la zone J, éligibles au marché de capacité contrairement aux batteries BTM, pourraient alors profiter de paiements exceptionnels.