​Il divario del prezzo di riferimento di aprile tra upstate e NYC si è ridotto rispetto all'anno precedente. Tuttavia, si è ampliato nettamente tra marzo e aprile, poiché i prezzi UCAP dell’upstate sono diminuiti mentre quelli di NYC sono rimasti stabili. I prezzi UCAP dell’upstate sono scesi da 2,64$/kW-mese a marzo a 1,82$/kW-mese ad aprile (-31%), facendo scendere i Reference Capacity Prices (RCP) dell’upstate di oltre 5$/MW-giorno. Il prezzo UCAP di NYC è rimasto praticamente invariato a 6,26$/kW-mese. Il risultato: il prezzo di riferimento di NYC è rimasto attorno a 73$/MW-giorno, mentre tutte le zone dell’upstate sono scese. I prezzi dell’upstate erano comunque dal 34% al 44% più alti rispetto ad aprile 2025, ma la convergenza è stata inferiore rispetto a marzo.

Punti chiave

• I prezzi UCAP dell’upstate sono diminuiti del 31% su base mensile fino a 1,82$/kW-mese, abbassando i RCP dell’upstate di 5$/MW-giorno. Il prezzo UCAP di NYC è rimasto stabile a 6,26$, quindi il divario West-NYC si è ampliato di 5$/MW-giorno fino a 37$/MW-giorno, anche se i prezzi di riferimento dell’upstate sono aumentati del 34-44% rispetto ad aprile 2025.
• Il REAP dell’upstate è aumentato del 22-38% su base annua grazie all’allargamento degli spread TB4 day-ahead in tutte le zone. L’offerta più limitata dovuta a sequenziali fermi per rifornimento nucleare ha aumentato il costo marginale nel clearing day-ahead e ampliato lo spread tra ore economiche e costose.
• Un’ondata di caldo a metà mese (13-17 aprile) ha portato i prezzi real-time sopra i 60$/MWh e triplicato i prezzi di regolazione fino a un picco di 34$/MWh. Il 18 aprile si è verificata la prima finestra di prezzo negativo sostenuto dell’anno, con un minimo di -21$/MWh.

I prezzi UCAP dell’upstate sono scesi mentre quelli di NYC sono rimasti stabili

I prezzi UCAP dell’upstate sono stati fissati a 1,82$/kW-mese, in calo del 31% rispetto a marzo. NYC è rimasta praticamente invariata. Il calo riflette condizioni di capacità più abbondanti nell’upstate durante la stagione intermedia.

Quel calo dell’upstate si è riflesso nei prezzi di riferimento. La componente capacità per le batterie dell’upstate è scesa da 17$/MW-giorno a marzo a 12$/MW-giorno ad aprile. Quella di NYC è rimasta vicina a 41$/MW-giorno. Il divario upstate-NYC si è ampliato di 5$/MW-giorno su base mensile di conseguenza.

Le tendenze anno su anno raccontano una storia diversa. I prezzi UCAP dell’upstate sono ancora del 43% superiori rispetto all’1,27$ di aprile 2025, e i Fattori di Accreditamento Capacità sono saliti al 79% (dal 67%) per il periodo invernale 2025-26.

Nel complesso, l’aumento dei pagamenti e dell’accreditamento ha fatto salire l’RCP dell’upstate di quasi 5$/MW-giorno rispetto ad aprile 2025.

Gli spread day-ahead hanno aumentato i REAP in tutto lo stato

Gli spread TB4 day-ahead definiscono il REAP.

Ad aprile, gli spread DA sono aumentati in tutte le zone NYISO rispetto all’anno precedente. Long Island ha guidato con 137$/MW-giorno, in aumento del 38%. Il West, che ha fissato il minimo a 98$/MW-giorno, è comunque cresciuto del 22%.

Le fluttuazioni dell’offerta e le fermate programmate hanno spinto in alto gli spread TB. Il parco nucleare di New York ha effettuato un passaggio di consegne per il rifornimento questo mese. Nine Mile Point 2 è tornata operativa all’inizio del mese. Ginna è poi andata offline per rifornimento il 6 aprile e vi è rimasta per 2,5 settimane, portando la produzione nucleare media al 12% in meno rispetto ad aprile 2025.

Gas (+570 MW) e dual fuel (+557 MW) hanno colmato il divario, aumentando il costo marginale di generazione nel clearing day-ahead e traducendosi direttamente in spread più ampi.

Il real-time ha superato il day-ahead durante l’ondata di caldo e l’eccesso di offerta del sabato mattina

Il premio RT è stato determinato da due eventi distinti: un’ondata di caldo a metà mese e una finestra di prezzo negativo il sabato mattina.

Gli spread real-time hanno continuato a superare quelli day-ahead. Il nodo di riferimento TB4 di NYISO ha raggiunto 113$/MW-giorno in DA e 176$/MW-giorno in RT, ben al di sopra degli 89$ e 130$ rispettivamente di aprile 2025.

A aprile si è raggiunto un picco di 82°F il 16 aprile, circa 32°F in più rispetto alla media giornaliera di aprile 2025. Il carico ha superato i 20 GW quel giorno, portando il picco di aprile 2026 a +5,7% rispetto ad aprile 2025, nonostante il carico medio sia sceso del 2%.

Tuttavia, il 18 aprile ha prodotto la prima finestra di prezzo negativo sostenuto dell’anno: cinque ore tra le 7 e le 11. Il carico del sabato mattina è sceso a 12 GW, scontrandosi con forte vento (1,8 GW), la rampa solare mattutina e la base nucleare e idroelettrica rigida.

Al contrario, il day-ahead è rimasto positivo quella mattina.

I prezzi di regolazione sono triplicati durante l’ondata di caldo di metà mese

L’ondata di caldo ha causato anche i maggiori picchi di prezzo dei servizi ancillari di aprile. I prezzi di regolazione hanno raggiunto i 34$/MWh il 13 aprile, più del triplo rispetto ai circa 11$/MWh di inizio mese. Anche le riserve rotanti sono aumentate: il 10-minuti spin di NYC ha raggiunto i 24$/MWh il 13 aprile e i 22$/MWh il 16 aprile. L’aumento riflette il maggior costo opportunità di mantenere riserve quando i prezzi dell’energia sono elevati.

Di conseguenza, i prezzi medi di regolazione di aprile sono stati 14,24$/MWh, in aumento del 28% rispetto agli 11,11$ di aprile 2025.

Le batterie che accumulano ricavi dai servizi ancillari ottengono valore che né RCP né REAP riflettono.

I nodi della Hudson Valley hanno offerto i maggiori premi nodali di aprile

La Hudson Valley ha guidato la mappa dei premi nodali di aprile. Shoemaker 138kV nella contea di Orange ha registrato il premio più alto, a 7,46$/MW-giorno sopra il riferimento zonale della Hudson Valley, un vantaggio del 17%.

Genesee ha condiviso il primato con Hyland LFGE (+4,47$) e Allegheny Cogen (+4,25$), entrambi nella contea di Allegany.

La situazione è cambiata rispetto a marzo, quando Capital e il corridoio alto della Hudson avevano conquistato le prime posizioni.

In tutto il NYISO, i premi nodali saranno probabilmente il modo più costante per le batterie di superare il proprio prezzo di riferimento mese dopo mese