​La tempête hivernale Fern a provoqué une forte hausse des prix et une grande volatilité à New York. La chute soudaine des températures fin janvier a déclenché des pics de prix dans tout l'État. Les prix en temps réel ont atteint 1 942 $/MWh le 24 janvier et les prix Day-Ahead ont culminé à 1 006 $/MWh quelques jours plus tard.

En janvier, les spreads TB1 Day-Ahead ont atteint en moyenne 108 $/MW/jour. Les spreads TB1 en temps réel ont atteint 184 $/MW/jour. Ces deux valeurs sont les plus élevées des 12 derniers mois.

La tempête a fait bondir les prix de référence en Upstate, un indicateur clé pour le programme Index Storage Credit (ISC) de NYSERDA, de 74 à 90 % sur un an. Les zones upstate ont convergé avec les zones downstate, historiquement plus rémunératrices. Pour les développeurs en compétition pour des contrats ISC, cela signale une compétitivité accrue pour les projets upstate lors de températures extrêmement basses.

Ceci est la première édition du rapport de référence de Modo Energy sur les revenus des batteries dans le NYISO.

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Pourquoi les prix de référence sont-ils importants pour les batteries du NYISO ?

Les batteries à grande échelle raccordées au réseau dans le NYISO auront besoin de contrats ISC pour être rentables. Les revenus marchands seuls ne couvrent pas les coûts. Dans le cadre de l’ISC, NYSERDA paie la différence entre le prix de déclenchement d’un projet, que les développeurs proposent en fonction de leurs coûts, et le prix de référence, qui sert de proxy aux revenus du marché.

Le prix de référence est la somme de deux composantes : le prix de capacité de référence (RCP), basé sur les prix spot UCAP et les facteurs d’accréditation de capacité (CAF), et le prix de référence d’arbitrage énergétique (REAP), basé sur les spreads TB Day-Ahead zonaux pour une durée de batterie donnée. Ce rapport utilise une batterie de 4 heures pour illustrer l’évolution de ces prix.

Des prix de référence plus élevés bénéficient aux développeurs de deux façons. Premièrement, ils réduisent le paiement ISC requis de NYSERDA, améliorant le score des offres et augmentant la probabilité de remporter un contrat. Deuxièmement, les projets situés dans des zones à prix de référence élevé peuvent proposer un prix de déclenchement légèrement supérieur tout en restant compétitifs, ce qui améliore la rentabilité du projet.

La flambée des prix de référence upstate en janvier illustre comment la volatilité hivernale peut modifier la dynamique concurrentielle en faveur de ces zones.

Comment les prix de référence ont-ils convergé à travers l’État de New York ?

En janvier 2025, les prix de référence dans le sud de l’État étaient environ deux fois plus élevés que dans certaines zones upstate. NYC a atteint 115 $/MW-jour tandis que la zone Ouest n’a atteint que 55 $/MW-jour.

En janvier 2026, cet écart s’est réduit. NYC est monté à 130 $/MW-jour, soit +14 % sur un an. La zone Ouest a atteint 95 $/MW-jour, soit +74 %. La zone Nord a enregistré la plus forte progression avec +90 %, passant de 59 $/MW-jour à 112 $/MW-jour.

Résultat : les zones upstate qui accusaient auparavant un retard de 50-60 $/MW-jour ne sont plus qu’à 20-35 $/MW-jour d’écart le mois dernier.

Qu’est-ce qui a provoqué la forte hausse dans l’upstate ?

Des températures plus froides entraînent une demande accrue de chauffage, ce qui fait appel à des générateurs plus coûteux et élargit l’écart entre les prix de pointe et hors pointe.

La vague de froid a touché l’upstate plus durement que le sud. Les minimales moyennes à Albany sont tombées près de 0°F pendant la période de la tempête, et Buffalo à 3°F. Les minimales à New York City et Long Island étaient moins extrêmes, à 12°F et 11°F respectivement.

Des conditions météorologiques asymétriques ont entraîné des prix asymétriques. Les spreads TB4 Day-Ahead de la zone Ouest ont presque doublé sur un an, passant de 145 $/MW-jour à 286 $/MW-jour. Ceux de la zone Nord ont également doublé, passant de 161 $/MW-jour à 352 $/MW-jour.

Les zones du sud ont enregistré des hausses plus modestes, voire des baisses. Les spreads TB4 en temps réel de Long Island ont chuté de 12 % sur un an.

Quel a été le rôle des prix de capacité ?

Le REAP a été le principal moteur de la convergence des prix de référence, mais le RCP y a contribué modestement.

Le RCP des zones A à E est passé de 0,57 $/kW-mois à 0,74 $/kW-mois, soit une hausse de 28 % sur un an. Le RCP de NYC a en fait baissé de 1,37 $/kW-mois à 1,23 $/kW-mois, soit -10 % sur un an, reflétant une baisse de 23 % des prix spot UCAP à NYC.

Cependant, le REAP de la zone Ouest a doublé, passant de 36,29 $/MW-jour à 71,62 $/MW-jour, et celui de la zone Nord a plus que doublé, de 40,31 $/MW-jour à 88,00 $/MW-jour. C’est donc l’arbitrage énergétique, et non la capacité, qui a comblé l’écart.

Comment les primes en temps réel ont-elles créé un surcroît au-delà du prix de référence ?

Après la tempête, les prix en temps réel ont frôlé les 2 000 $/MWh, tandis que les prix Day-Ahead sont restés sous les 1 000 $/MWh. Cette divergence a généré un potentiel de gains systématique pour les batteries opérant sur les marchés en temps réel.

Les spreads en temps réel ont dépassé les spreads Day-Ahead dans toutes les zones. À l’échelle du NYISO, les spreads TB4 en temps réel ont atteint en moyenne 493 $/MW-jour, soit 35 % de plus que les TB4 Day-Ahead à 366 $/MW-jour.

C’est important car le REAP s’appuie sur les spreads zonaux Day-Ahead. Les batteries capturant la volatilité en temps réel surperforment systématiquement le prix de référence, leur permettant soit de dépasser leur prix de déclenchement, soit de proposer des offres plus compétitives dès le départ.

Les services auxiliaires ont-ils apporté une valeur supplémentaire au prix de référence ?

Les prix des réserves tournantes ont grimpé à 228 $/MWh à NYC le 24 janvier. Cette seule journée a représenté plus de 50 % de la valeur mensuelle des réserves.

Les prix de la régulation ont également bondi, suivant de près les réserves pendant la tempête. Les tendances étaient similaires à NYC, dans le sud-est de l’État, la capitale et toutes les autres zones du NYISO.

Les services auxiliaires représentent un surcroît de valeur au-delà du prix de référence. Les batteries qui ont cumulé des revenus AS pendant la tempête ont capté une valeur que ni le RCP ni le REAP ne reflètent.

Les prix ont-ils été tirés par la demande ou l’offre ?

Ce sont les facteurs côté offre qui ont provoqué les extrêmes de prix, et non la seule demande.

Après la tempête, les prix sont restés élevés même lorsque la charge nette était similaire à celle de janvier 2025. À 20-22 GW de charge nette, les prix de janvier 2025 restaient sous 200 $/MWh. Pour la même charge nette en janvier 2026 après la tempête, les prix se situaient entre 200 et 800 $/MWh.

La charge moyenne n’a augmenté que de 0,8 % sur un an. La pointe de charge a progressé de 2,8 %. Ces hausses modestes de la demande n’expliquent pas des prix multipliés par rapport à l’année précédente.

Le mix de production explique-t-il la réaction des prix ?

Le mix de production a évolué mais sans caractère exceptionnel. La production à partir de combustibles fossiles a augmenté de 2 GW pendant la vague de froid pour répondre à la demande accrue. Le gaz naturel et le dual fuel ont été sollicités lors des pointes matinales et en soirée.

Cependant, la répartition des appels de puissance a suivi la même forme que le reste du mois et janvier 2025. Le mix de production à lui seul n’explique donc pas les extrêmes de prix.

Le gaz a provoqué la flambée disproportionnée des prix

Les prix du gaz ont grimpé à 31 $/MMBtu pendant la vague de froid, contre environ 3 $/MMBtu plus tôt dans le mois. Les flux de gazoducs limités et les gels ont réduit l’offre alors que la demande de chauffage atteignait un pic.

Les prix de l’énergie ont suivi de près ceux du gaz pendant la période de la tempête. La combinaison de la flambée des coûts du combustible et des contraintes de production a fait grimper les prix de l’électricité à 700-800 $/MWh, bien au-delà de ce que la seule demande aurait pu expliquer.

Où la position nodale peut-elle apporter de la valeur ?

La tarification nodale a ajouté jusqu’à 30 $/MW-jour d’arbitrage énergétique par rapport aux prix de référence zonaux en janvier 2026. Les nœuds du centre de l’État de New York ont offert les avantages les plus importants. Le nœud Cornell a présenté une prime de 29,71 $/MW-jour par rapport au prix de référence de sa zone.

Les nœuds Far Rockaway de Long Island ont également bien performé, avec environ 21,64 $/MW-jour au-dessus de la référence zonale.

L’implantation sur des nœuds à fort avantage permet aux développeurs de proposer des prix de déclenchement plus bas ou de conserver une marge supplémentaire par rapport à leur prix de référence comme bénéfice. À mesure que la concurrence ISC s’intensifie, l’analyse nodale devient de plus en plus importante pour la rentabilité des projets.

Que nous apprend janvier sur les opportunités pour les batteries NYISO ?

Janvier a montré que la compétitivité upstate peut s’améliorer fortement lors d’événements hivernaux extrêmes. La hausse de 74 à 90 % sur un an des prix de référence upstate a réduit l’avantage traditionnel des zones downstate.

Cette convergence reflétait un choc généralisé sur les prix des combustibles plutôt que des contraintes de transmission. Avec peu de congestion limitant les importations vers NYC et Long Island, les prix upstate et downstate ont évolué de concert.

Mais cela ne sera peut-être pas le seul scénario pour les hivers à venir. Si davantage de centrales thermiques à NYC et Long Island ferment et que le Champlain Hudson Power Express sous-performe lors d’épisodes de froid, le sud de l’État pourrait connaître une pénurie localisée qui élargirait à nouveau l’écart.

Pour les développeurs évaluant les offres ISC, la leçon est nuancée. La volatilité hivernale peut renforcer la compétitivité upstate lorsque les contraintes d’approvisionnement sont généralisées. Mais une pénurie localisée, due à la transmission, reste possible et pourrait favoriser les projets à NYC et Long Island.

Au-delà du prix de référence lui-même, la capture en temps réel, le cumul de services auxiliaires et le positionnement nodal offrent des leviers pour surperformer. Les batteries qui combinent un bon positionnement et une flexibilité opérationnelle auraient pu capter plusieurs fois la référence zonale pendant la tempête.

Ceci est la première édition du rapport de référence de Modo Energy sur les revenus des batteries dans le NYISO. Les abonnés à la Recherche Modo Energy peuvent accéder à des données nodales détaillées et à des benchmarks au niveau des actifs dans le Modo Terminal.