Questo mese, l’andamento dei prezzi di riferimento NYISO è stato strettamente legato ai mercati della capacità, che determinano il Reference Capacity Price (RCP) di ciascuna zona.

Il prezzo di riferimento di New York City è sceso del 13% su base annua, arrivando a 115$/MW-giorno, poiché le importazioni tramite la Champlain Hudson Power Express (CHPE) hanno ridotto il prezzo della capacità del 21%.

Il prezzo di riferimento di Long Island è aumentato del 30%, raggiungendo 99$/MW-giorno. La sua capacità ha continuato a essere compensata separatamente dal resto dello stato, a un prezzo superiore del 72% rispetto a settembre scorso. Questo è dovuto a due cambiamenti: NYISO ha aumentato il requisito di capacità di Long Island dal 106,5% al 110,3% del carico di punta e la centrale di Pinelawn da 82 MW è stata ritirata.

I prezzi di riferimento di Upstate e Hudson Valley sono aumentati dal 2% al 7% rispetto ad agosto, nonostante la volatilità dei prezzi sia diminuita. Questo perché i prezzi della capacità del Rest of State sono aumentati del 32% dopo che Hydro-Québec non ha venduto capacità nell’asta statale.

Il potenziale di arbitraggio energetico è stato basso, poiché gli spread TB4, cioè la differenza tra le quattro ore più costose e le quattro più economiche di ogni giorno, hanno raggiunto il livello più basso in 13 mesi. Il Day-Ahead TB4, che determina il Reference Energy Arbitrage Price (REAP) di ogni zona, ha avuto una media di 100$/MW-giorno al nodo di riferimento. Gli spread Real-Time sono stati inferiori alla maggior parte dei Day-Ahead, ma tre giorni a metà settembre hanno portato la media mensile Real-Time al 14% sopra il Day-Ahead.

Punti chiave

• Il prezzo di riferimento di New York City è sceso del 13% su base annua, a 115$/MW-giorno. Il prezzo della capacità, pari a 12,39$/kW-mese, è stato del 21% inferiore rispetto a settembre scorso, poiché CHPE offre capacità in città da luglio.
• Il prezzo di riferimento di Long Island è aumentato del 30% su base annua, a 99$/MW-giorno. Il surplus di capacità si è dimezzato a 277 MW e ha compensato a 10,13$/kW-mese, il 70% in più rispetto al Rest of State.
• I prezzi di riferimento di Upstate e Hudson Valley sono aumentati dal 2% al 7% rispetto ad agosto. I prezzi della capacità del Rest of State sono aumentati del 32%, a 5,97$/kW-mese, poiché i premi d’asta spot di Hydro-Québec sono scesi da 523 MW a zero.
• Il Day-Ahead TB4 ha avuto una media di 100$/MW-giorno, il valore più basso in 13 mesi. Gli spread Real-Time hanno avuto una media del 14% sopra il Day-Ahead, grazie a tre giorni a metà settembre.

La capacità ha rappresentato dal 60% al 76% del prezzo di riferimento di ogni zona

A settembre, l’RCP ha rappresentato il 76% del prezzo di riferimento di New York City. Nelle altre zone, ha inciso tra il 60% e il 71%. Da maggio ad agosto, l’RCP ha pesato dal 42% al 72% sui prezzi di riferimento.

Su base annua, i prezzi di riferimento sono scesi nelle zone meridionali e sono rimasti stabili a nord. A New York City e Long Island, l’RCP si è mosso più del REAP. L’RCP di New York City è diminuito di 16$/MW-giorno, mentre il suo REAP è sceso di 1$/MW-giorno. L’RCP di Long Island è aumentato di 27$/MW-giorno, mentre il suo REAP è diminuito di 4$/MW-giorno.

Nel nord dello stato, i due effetti si sono in gran parte compensati. Gli RCP sono aumentati di 3$/MW-giorno a 4$/MW-giorno, mentre i REAP sono diminuiti di 1$/MW-giorno a 6$/MW-giorno.

Hydro-Québec ha aggiunto surplus di capacità a New York City e lo ha ritirato a nord

L’asta della capacità di New York City si è chiusa a 12,39$/kW-mese a settembre, il 21% in meno rispetto ai 15,73$/kW-mese dell’anno scorso. CHPE, che trasporta energia di Hydro-Québec verso New York City, offre capacità nella Zona J dall’asta di luglio. La capacità oltre il requisito cittadino è aumentata da 629 MW (7,7%) di settembre scorso a 866 MW (10,2%). Con un surplus maggiore, la zona si compensa a un prezzo inferiore.