I prezzi di riferimento dell'Upstate sono stati fino al 43% più alti questo marzo rispetto a un anno fa, riducendo il divario con New York City. I prezzi della capacità hanno guidato la maggior parte della convergenza: gli RCP (Reference Capacity Prices) dell'Upstate sono aumentati di 10$/MW-giorno anno su anno (150%) mentre l'RCP di NYC è diminuito di quasi 5$/MW-giorno (11%). Il REAP (Reference Energy Arbitrage Price) è stato un fattore secondario, con gli spread day-ahead per lo più stabili o leggermente più alti tra le varie zone.

Il divario tra la zona upstate più economica (West, 41$/MW-giorno) e NYC (73$) si è ridotto da 42$ dello scorso marzo a 32$.

Punti chiave

• I prezzi di riferimento dell'Upstate sono aumentati tra il 29% e il 43% anno su anno, avvicinandosi a NYC. NYC è scesa dell'1,7% a 72,70$.
• La componente RCP ha guidato la convergenza dei prezzi di riferimento. L'RCP di NYC è diminuito dell'11% a causa del calo del prezzo UCAP del 23%.
• I REAP sono rimasti per lo più stabili, ma gli spread in tempo reale sono aumentati sensibilmente, guidati da Capital a 267$/MW-giorno (+34% su base annua). Le batterie che hanno sfruttato la volatilità RT hanno superato il REAP basato sul day-ahead.
• Nine Mile Point 2 si è fermata il 9 marzo, riducendo la produzione nucleare del 22%. La generazione a gas è aumentata del 29% per colmare il divario, accentuando la curva dei costi marginali.
• Un'ondata di freddo nella settimana 3 ha invertito una fase mite, con massime scese di 14°F rispetto a marzo 2025. I prezzi RT hanno superato i 250$/MWh in diverse serate nelle ore di punta.

L'RCP ha guidato la convergenza dei prezzi di riferimento

Il prezzo spot UCAP di NYC è sceso del 23% su base annua a 6,24$/kW-mese, mentre tutte le altre zone di capacità sono aumentate del 111% su base annua a 2,64$/kW-mese. Questo ha aggiunto 10$/MW-giorno agli RCP dell'Upstate, mentre quello di NYC è diminuito di quasi 5$/MW-giorno, anche se l'RCP di NYC resta comunque più del doppio rispetto al resto dello stato.

I CAF più alti fissati da NYISO per l'anno di capacità 2025/26 hanno amplificato i guadagni fuori NYC. I CAF dell'Upstate sono saliti dal 67% al 79%, mentre quelli di Long Island dal 79% all'87%. L'RCP di Long Island ha raggiunto 18,54$/MW-giorno, sopra tutte le zone upstate (16,80$) pur avendo lo stesso prezzo UCAP.

Il REAP è rimasto stabile, ma gli spread in tempo reale sono aumentati

I REAP sono rimasti per lo più stabili anno su anno poiché gli spread day-ahead sono rimasti invariati.

Il discorso è stato diverso per il real-time. Gli spread RT TB4 sono aumentati in tutte le zone. Capital è in testa a 267$/MW-giorno, +34% rispetto a 199$/MW-giorno di marzo 2025. NYC segue a 251$/MW-giorno (+35%), e Central a 232$/MW-giorno (+26%). A livello statale, lo spread RT TB4 ha registrato una media di 182$/MW-giorno contro 120$/MW-giorno del day-ahead, un premio del 52%.

Poiché il REAP utilizza gli spread day-ahead, le batterie che hanno catturato la volatilità in tempo reale hanno sistematicamente superato il prezzo di riferimento.

L'andamento orario dei prezzi mostra cosa ha determinato il premio RT. I ramp serali nel 2026 sono stati più accentuati rispetto al 2025, con prezzi costantemente superiori ai livelli dell'anno precedente dalle ore 17 in poi. I prezzi mattutini sono stati simili.

Condizioni di sistema più rigide hanno mantenuto gli spread elevati nonostante il trend post-tempesta

Sia i REAP che gli spread RT sono diminuiti rispetto al picco di gennaio. Il trend discendente riflette l'effetto calante del carico invernale. Tuttavia gli spread RT di marzo sono rimasti elevati anno su anno, indicando una tensione dal lato dell'offerta.

L'unità Nine Mile Point 2 è andata offline il 9 marzo per una fermata programmata di rifornimento, rimuovendo circa 1,3 GW di capacità nucleare. La produzione nucleare media è diminuita del 22% anno su anno. La generazione a gas è aumentata del 29% per colmare il gap, e quella dual fuel del 6%. Queste tecnologie hanno costi marginali più elevati rispetto al nucleare, accentuando la curva di offerta e spingendo i prezzi verso l'alto anche nei giorni miti.

Gli spread di marzo sono stati anche influenzati dal meteo. La prima settimana è stata fredda (massime medie di 42°F) e i prezzi sono partiti alti. La seconda settimana si è scaldata fino a 57°F e i prezzi sono diminuiti. Poi la terza settimana ha visto un brusco ritorno del freddo, con massime a 46°F e minime a 29°F, cioè 14°F più fredde rispetto alla stessa settimana del 2025. La volatilità è aumentata in diverse serate nelle ore di punta (HE17-HE20), amplificata dal mix di generazione più costoso dovuto alla fermata nucleare.

A fine mese, le temperature sono tornate a salire e sia i prezzi DA che RT si sono stabilizzati in un ristretto intervallo primaverile.

I servizi ancillari hanno aggiunto ulteriore valore non tracciato

I mercati dei servizi ancillari offrono potenziale di ricavo aggiuntivo rispetto al prezzo di riferimento. Le batterie che accumulano ricavi da AS ottengono un valore che né RCP né REAP riflettono.

I prezzi dei servizi ancillari hanno seguito la stessa traiettoria dei prezzi dell'energia. La capacità di regolazione ha registrato una media di 18$/MWh in real-time, circa il doppio rispetto a marzo 2025, riflettendo il maggiore costo opportunità di mantenere riserve quando i prezzi dell'energia sono elevati. Con il calo dei prezzi dell'energia a fine mese, anche i prezzi AS sono diminuiti di conseguenza.

I premi nodali hanno offerto ulteriore valore

Come i servizi ancillari, i prezzi nodali non rientrano nel calcolo del prezzo di riferimento. Le batterie situate nei nodi premium hanno ottenuto un valore aggiuntivo rispetto al REAP zonale.

I nodi della zona Capital hanno guidato la mappa dei vantaggi nodali ISC a marzo. I nodi con le migliori performance hanno superato i 7$/MW-giorno sopra il riferimento zonale Capital di 50,30$.

Republic 115kV (Bartonbrook) ha registrato il premio più alto con 7,80$/MW-giorno, seguita da Lachute Hydro (7,61$) e IP Ticonderoga (7,48$). Questi nodi si trovano lungo il corridoio dell'Hudson Valley superiore e Adirondack, dove i vincoli di trasmissione spingono i prezzi locali sopra la media zonale.

Per gli sviluppatori BESS che valutano la localizzazione di progetti ISC, il corridoio Capital e Hudson Valley superiore ha offerto i premi nodali più elevati a marzo, aggiungendo circa il 15% al prezzo di riferimento zonale.