​Il prezzo di riferimento di New York City è rimasto stabile a $199,6/MW-giorno a luglio 2026, in aumento solo del 3,4% rispetto all’anno precedente. Tuttavia, le sue due componenti si sono mosse in direzioni opposte. La componente capacità, il Reference Capacity Price (RCP), è diminuita del 61% da giugno, arrivando a $84,46/MW-giorno. La componente energia, il Reference Energy Arbitrage Price (REAP), è aumentata del 143% da giugno, raggiungendo $115,14/MW-giorno. Luglio ha segnato la prima asta di capacità per la Champlain Hudson Power Express (CHPE), abbassando i prezzi della capacità a NYC, mentre un’ondata di caldo all’inizio del mese ha ampliato gli spread day-ahead.

A luglio, la capacità ha rappresentato il 42% del prezzo di riferimento della città, in calo rispetto all’82% di giugno.

La diminuzione del prezzo della capacità ha quindi limitato il premio locazionale di New York City. Il suo prezzo di riferimento era 3,2 volte quello della zona più debole a maggio, e solo 2,1 volte a luglio.

Punti chiave

• Il prezzo UCAP di New York City è sceso del 62% rispetto a giugno, arrivando a $12,41/kW-mese, grazie alla possibilità per CHPE di offrire capacità per la prima volta. La quota della capacità sul prezzo di riferimento della città si è dimezzata al 42%, rispetto all’87% di maggio.
• Gli spread TB4 day-ahead hanno raggiunto in media $302/MW-giorno sul nodo di riferimento, in aumento dell’11% rispetto all’anno precedente. Un’ondata di caldo su tutto lo stato tra l’1 e il 3 luglio ha generato il 44% dei ricavi potenziali day-ahead in soli tre giorni. Il day-ahead determina il REAP, quindi quei giorni hanno stabilito la metà energetica del prezzo di riferimento.
• La regolazione NYCA ha raggiunto $139/MWh il 2 luglio, sei volte la media mensile di $22,90/MWh. Questo rappresenta un ulteriore margine di guadagno, ricavi oltre il RCP e il REAP che le batterie possono ottenere seguendo il segnale di regolazione nelle ore con i prezzi più alti.

I prezzi di riferimento si sono allineati tra le zone di New York

Il RCP trasferisce il risultato del mercato della capacità nel prezzo di riferimento e, storicamente, a New York City è sempre stata la componente di prezzo più rilevante. A maggio la capacità rappresentava l’87% del prezzo di riferimento della città, pari a $244/MW-giorno. A luglio la quota è scesa al 42% su $200/MW-giorno.

Questo cambiamento ha ristretto la gamma dei prezzi di riferimento tra le zone. Il divario tra la zona più forte e quella più debole si è ridotto del 39%, passando da $167/MW-giorno a $103/MW-giorno.

Le zone upstate si sono posizionate tra $96,94/MW-giorno al Nord e $113,25/MW-giorno nella zona Capital. Tutte sono rimaste entro l’1,3% rispetto a luglio scorso, tranne Capital, scesa dell’8,5%. Dunwoodie ha guidato il gruppo della Hudson Valley con $143,71/MW-giorno, in aumento del 14,2%.

Long Island ha registrato il maggior aumento, arrivando a $196,72/MW-giorno, in crescita del 32,5%. Il suo prezzo UCAP è quasi raddoppiato su base annua e ha avuto lo spread day-ahead più alto dello stato. Il prezzo di riferimento di Long Island ora è allineato con quello di New York City.

Champlain Hudson Power Express ha tagliato il prezzo della capacità

New York City ha vincoli di trasmissione, quindi NYISO richiede che una quota minima della capacità acquistata sia situata all’interno della città. Quando la capacità interna è scarsa, NYC registra prezzi superiori al resto dello stato.

CHPE è entrata in esercizio commerciale il 13 maggio, portando l’energia idroelettrica del Quebec a NYC. Non ha rispettato la scadenza di preavviso del NYISO per l’asta di maggio, quindi la linea è stata considerata come energia ma non come capacità a maggio e giugno. Luglio è stato il primo mese di partecipazione al mercato della capacità.

L’UCAP di NYC è stato assegnato a $12,4/kW-mese, contro i $32,5/kW-mese di giugno e i $15,9/kW-mese di luglio 2025. Long Island ha chiuso a $10,46/kW-mese e il resto dello stato a $4,14/kW-mese.

NYISO ha inoltre modificato i fattori di accreditamento della capacità dopo la partecipazione di CHPE. A luglio sono stati utilizzati i fattori di accreditamento pubblicati da NYISO con CHPE inclusa nel modello, invece che esclusa. Il fattore di batteria di quattro ore di New York City è salito dall’80,75% all’84,39%. Questo ha compensato in parte il calo del prezzo, lasciando il RCP di NYC a $84,46/MW-giorno.

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Un’ondata di caldo su tutto lo stato ha guidato gli spread di luglio

Un’ondata di caldo dal 30 giugno al 4 luglio ha determinato le temperature, i carichi, i prezzi e gli spread più alti del mese. Le massime su tutto lo stato hanno raggiunto i 94,2°F il 2 luglio, contro una media mensile di 82,6°F.

La domanda di raffreddamento ha spinto il carico verso l’alto. Il picco di NYISO è stato di 31.221 MW il 2 luglio, circa il 92% del record storico di New York stabilito a luglio 2013.