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

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

La diminuzione del prezzo della capacità ha quindi limitato il premio di localizzazione di New York City. Il prezzo di riferimento era 3,2 volte quello della zona più debole dello stato 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, 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, passando al 42% rispetto all’87% di maggio.
• Gli spread TB4 day-ahead hanno avuto una media di $302/MW-giorno sul nodo di riferimento, in aumento dell’11% su base annua. Un’ondata di caldo a livello statale dall’1 al 3 luglio ha generato il 44% dei ricavi potenziali day-ahead in soli tre giorni. Il REAP viene definito dal day-ahead, quindi quei giorni hanno determinato la metà energetica del prezzo di riferimento.
• La regolazione NYCA ha raggiunto il picco di $139/MWh il 2 luglio, sei volte la media mensile di $22,90/MWh. Questo rappresenta un ulteriore upside, cioè ricavi aggiuntivi oltre a RCP e REAP che le batterie possono ottenere seguendo il segnale di regolazione nelle ore a prezzo più alto.

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

Il RCP porta il risultato del mercato della capacità nel prezzo di riferimento, e a New York City storicamente è stato la componente principale. A maggio la capacità rappresentava l’87% del prezzo di riferimento di $244/MW-giorno della città. A luglio era solo il 42% di $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 è sceso del 39%, da $167/MW-giorno a $103/MW-giorno.

Le zone settentrionali si sono posizionate tra $96,94/MW-giorno (North) e $113,25/MW-giorno (Capital). Tutte si sono mantenute entro l’1,3% rispetto a luglio scorso, ad eccezione di Capital, che è scesa dell’8,5%. Dunwoodie ha guidato il gruppo dell’Hudson Valley con $143,71/MW-giorno, in aumento del 14,2%.

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

Champlain Hudson Power Express ha ridotto il prezzo della capacità

New York City è limitata a livello 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 supera il resto dello stato.

CHPE è entrata in esercizio commerciale il 13 maggio, portando idroelettricità dal Québec a NYC. Ha mancato la scadenza di preavviso di NYISO per l’asta di maggio, quindi la linea è stata conteggiata come energia ma non come capacità a maggio e giugno. Luglio è stato il primo mese di partecipazione ai mercati della capacità.

L’UCAP di NYC si è attestato a $12,4/kW-mese, contro $32,5/kW-mese di giugno e $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, invece che esclusa. Il fattore per batterie di quattro ore di New York City è salito dal 80,75% all’84,39%. Questo ha compensato parzialmente il calo del prezzo, lasciando il RCP di NYC a $84,46/MW-giorno.

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Un’ondata di caldo a livello statale 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. I massimi a livello statale hanno raggiunto i 94,2°F il 2 luglio, rispetto a una media mensile di 82,6°F.

La domanda di raffrescamento ha fatto aumentare i carichi. NYISO ha toccato un picco di 31.221 MW il 2 luglio, circa il 92% del record storico di New York fissato a luglio 2013.