​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, soit 67 % au-dessus du précédent sommet de la zone et plus du double des prix de mai et juin 2025.

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Le principal facteur est la rareté de la production dans une zone à capacité de transport limitée, combinée à des exigences de fiabilité estivale accrues pour NYC. Lors du réajustement du 1er mai, le surplus de capacité de New York a chuté de 1 GW, passant de 1 050 MW à quelques MW. 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 % au-dessus du précédent sommet. Les prix de l’été 2026 sont plus du double de ceux de l’été 2025.
• La capacité de production disponible de la ville a diminué d’environ 617 MW à l’approche de l’été, soit plus que la hausse de 435 MW de la demande. Ensemble, cela a effacé un surplus de 1 GW de capacité offerte.
• Pour les batteries, cette hausse représente 25 600 $/MW-mois, soit 5 millions de dollars pour un système de 100 MW sur quatre heures en mai et juin.
• Long Island et le reste de l’État ont également battu des records, mais leurs prix restent trois fois inférieurs, 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 consommation doit être couverte par la production locale et ne peut pas reposer entièrement sur l’électricité moins chère du nord de l’État. Il existe donc une prime de prix : depuis 2023, New York a dégagé des prix supérieurs de plus de 250 % 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 va plus loin que jamais, établissant un record 67 % au-dessus du précédent sommet.

Long Island a progressé de 11 % au-dessus de son précédent 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, une batterie quatre heures bénéficie d’un coefficient de 78,5 % et reçoit 25 600 $/MW-mois cet été.

Pour un système de 100 MW, cela représente 5 millions de dollars de revenus 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 reçoivent beaucoup moins, car leur surplus a été maintenu. Les revenus dépendent aussi de la durée : une batterie de plus longue durée obtient un meilleur coefficient et gagne plus par MW.

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

Le passage de 6 à 33 $/kW-mois s’explique en trois étapes. La rareté a contribué à la majeure partie : avec la disparition du surplus, l’enchère s’est conclue au point de référence de 100 % de capacité. Une courbe saisonnière plus haute et un changement d’unité de référence vers une batterie de 2 heures ont fait le reste.

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

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

Trois facteurs ont tendu le marché simultanément. L’exigence a augmenté, l’offre éligible a diminué, et le Champlain Hudson Power Express était inéligible pour les enchères de mai et juin.

Le réajustement 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 locale (LCR) de la zone J est passée de 78,5 % à 82,6 %. La pointe de consommation prévue a à peine bougé (+0,5 %), ce qui confirme qu’il s’agit d’une hausse d’exigence, et non d’un pic de demande.

En plus des changements d’exigence, l’offre de NYC a diminué par rapport à l’hiver 2025. Sous la chaleur estivale, les centrales thermiques sont déclassées : leur puissance 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 ont fait disparaître le surplus d’environ 1 050 MW sans remplacement.

La courbe de demande de capacité du NYISO a également été réajustée à la hausse

Deux facteurs 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 de deux heures. Son coefficient de conversion ICAP-UCAP plus faible, 56 % contre 65 %, augmente le prix de référence. Ensuite, la courbe elle-même a été relevée en raison d’un 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 de 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, c’est-à-dire 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 positionnée 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 positionnée au point de référence, sans surplus, à 32,6 $/kW-mois.

Perspectives pour les marchés de capacité du NYISO en 2026

L’enchère de juillet devrait faire baisser les prix. Champlain Hudson deviendra alors éligible, ajoutant 1 250 MW dans la ville, ce qui devrait soulager 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 à New York est en hausse. New York est désormais à un incident près d’un nouveau pic de prix.

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