​Les prix de gros de février se sont stabilisés après les extrêmes causés par la tempête hivernale de janvier, avec des prix en temps réel passant de plus de 200 $/MWh à moins de 60 $/MWh en fin de mois.

Les écarts TB1 en temps réel se sont normalisés à 116 $/MW-jour, quasiment stables sur un an, tandis que les écarts TB1 Day-Ahead se sont établis à 71 $/MW-jour. Cependant, la convergence des prix de référence provoquée par la vague de froid de janvier ne s’est pas inversée après la tempête. Les températures plus froides dans le nord de l'État avaient fait grimper les prix d'arbitrage énergétique de référence (REAP) en janvier, et cette hausse s’est poursuivie en février, maintenant la plupart des zones autour de 90 $/MW-jour.

New York City est restée une exception, mais en raison de primes de capacité plutôt que d'arbitrage énergétique.

Les prix de février et les écarts TB se sont repliés par rapport au pic de janvier alors que les marchés se remettaient de la tempête hivernale Fern

Les prix et écarts TB de février sont revenus au niveau de l’année précédente, suggérant que le marché sous-jacent n’a pas fondamentalement changé en dehors des événements climatiques.

Les prix Day-Ahead et en temps réel ont débuté février au-dessus de 200 $/MWh et ont diminué régulièrement, pour finir en dessous de 60 $/MWh en fin de mois. L’impact résiduel de la tempête Fern s’est concentré sur les neuf premiers jours.

À la mi-février, la forme quotidienne des prix s’était normalisée. Par rapport à février 2025, où les prix dépassaient à peine 100 $/MWh au pic, la première semaine de février 2026 s’est démarquée. Le reste du mois a été similaire.

La même normalisation s’est observée dans les écarts. Les écarts TB1 en temps réel ont atteint en moyenne 116 $/MW-jour, quasiment inchangés par rapport à février 2025 (117 $/MW-jour). Le TB1 Day-Ahead s’est établi à 71 $/MW-jour, contre 49 $/MW-jour un an plus tôt. Le pic TB1 de janvier, à 184 $/MW-jour causé par la tempête, reste une exception.

Comment les conditions de marché de février se sont-elles traduites dans les prix de référence ?

En février 2025, NYC, Capital et Long Island affichaient les prix de référence zonaux les plus élevés, tandis que les zones de l’ouest étaient nettement en retrait. Février 2026 a été différent. La plupart des zones affichaient des prix de référence d’environ 90 $/MW-jour, réduisant l’écart entre le nord et le sud de l’État. NYC restait la seule exception, conservant une prime liée à la capacité plutôt qu’à l’arbitrage énergétique.

Qu’est-ce qui a influencé le REAP selon les zones ?

Le REAP est basé sur les écarts TB4 Day-Ahead, et février 2026 a vu ces écarts se répartir plus uniformément entre les zones. En février 2025, Capital était une exception avec 262 $/MW-jour Day-Ahead et 346 $/MW-jour en temps réel. Cet écart s’est réduit en 2026, avec West atteignant 213 $/MW-jour Day-Ahead et 302 $/MW-jour en temps réel, la plupart des zones se regroupant dans une fourchette similaire. La vague de froid de janvier avait relevé les écarts TB4 dans le nord, et cette hausse s’est poursuivie en février, maintenant la similarité zonale dans les REAP.

Qu’en est-il des prix de capacité ?

L’avantage RCP de NYC par rapport aux zones du nord s’est fortement réduit en 2026. La cause principale : les prix UCAP : les prix spot à NYC ont chuté de 23 % sur un an tandis que le reste de l’État augmentait de 21 %, réduisant la prime de 2,7x à 1,7x.

Long Island, bien qu’ayant les mêmes prix de capacité non forcée que le reste de l’État, conservait un prix de capacité de référence supérieur à celui des zones du nord grâce à un facteur d’accréditation de capacité (CAF) plus élevé. Cet avantage CAF est un facteur différenciant clé pour les développeurs soumettant des offres ISC, surtout lorsque les prix de capacité sont stables dans l’ensemble de l’État.

Les services auxiliaires ont-ils ajouté de la valeur au-delà du prix de référence ?

Les prix de régulation ont débuté février autour de 70 $/MWh, prolongeant les sommets liés à la tempête de janvier. Ils se sont stabilisés autour de 10–15 $/MWh en fin de mois. Les prix des réserves ont également baissé au fil du mois, mais de façon moins marquée.

Les services auxiliaires représentent un potentiel de revenus supplémentaire au-delà du prix de référence. Les batteries ayant capté ces revenus au début février ont tiré une valeur significative non reflétée par le RCP ou le REAP. Cette opportunité s’est réduite au fil du mois.

Qu’est-ce qui a soutenu la normalisation des prix ?

Le mix de production de février était globalement similaire à celui de l’année précédente. Une demande plus élevée et une production éolienne plus faible en 2026 ont été compensées par une production supplémentaire de gaz et à double combustible, mais pour le reste, le mix est resté quasiment identique.

Les prix des combustibles expliquent la rapidité de la normalisation. Le gaz a culminé à près de 30 $/MMBtu lors de la vague de froid de fin janvier, puis est redescendu à environ 5 $/MMBtu début février. Les prix de l’énergie ont suivi de près les fluctuations du gaz sur toute la période. Cette convergence rapide confirme que les extrêmes de janvier étaient liés aux combustibles, et non structurels.

Les nœuds du centre de l’État de New York ont atteint jusqu’à 15 $/MW-jour au-dessus de leur prix de référence en février 2026

Les nœuds centraux ont offert les meilleures primes par rapport aux prix de référence zonaux en février 2026, les meilleurs nœuds atteignant environ 15 $/MW-jour au-dessus de leur prix de référence. Les résultats nodaux à NYC étaient plus dispersés. La plupart des nœuds suivaient la moyenne zonale, mais un groupe de nœuds de Staten Island et du Queens était de 8 à 18 $/MW-jour en dessous, avec le nœud Astoria comme moins performant.

S’implanter sur des nœuds à fort avantage permet aux développeurs d’enchérir à des prix de déclenchement plus bas ou de conserver une marge supplémentaire au-dessus de leur prix de référence comme revenus. Avec l’intensification de la concurrence ISC, l’analyse nodale devient de plus en plus cruciale pour la rentabilité des projets.

Que révèle février sur les opportunités pour les batteries au NYISO ?

Février a confirmé que les prix de gros sont dictés par les événements. Les prix de l’énergie sont revenus à leur niveau de l’année précédente après la tempête, et l’écart TB1 temps réel de 116 $/MW-jour est cohérent avec celui de l’an passé. Mais la convergence des prix de référence entre les zones a persisté, soutenue par la hausse du REAP dans le nord initiée par la vague de froid de janvier. Ce n’est pas un schéma typique pour février, et il reste à voir si cela traduit un changement durable du plancher des prix dans le nord à l’arrivée des données du printemps.

Le changement structurel à surveiller côté capacité concerne la baisse du prix spot UCAP à NYC. Cet hiver, il a réduit la prime traditionnelle du sud de l’État de 2,7x à 1,7x. Si cette tendance se poursuit pendant la période de capacité estivale, elle réduira l’avantage RCP sur lequel comptent les projets à NYC et rendra les zones du nord plus compétitives lors des prochains appels d’offres ISC.