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

Il prezzo di riferimento di New York City è diminuito del 13% rispetto all'anno precedente, scendendo a $115/MW-giorno, poiché le importazioni tramite il Champlain Hudson Power Express (CHPE) hanno ridotto il prezzo della capacità del 21%.

Il prezzo di riferimento di Long Island è salito del 30%, raggiungendo $99/MW-giorno. La sua capacità ha continuato a essere assegnata 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 per Long Island dal 106,5% al 110,3% del carico di picco, e l'impianto Pinelawn da 82 MW è stato ritirato.

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 all'asta statale.

Il potenziale di arbitraggio energetico è stato basso, poiché gli spread TB4, ovvero la differenza tra le quattro ore più costose e le quattro più economiche di ogni giorno, hanno raggiunto il minimo degli ultimi 13 mesi. Il TB4 Day-Ahead, che determina il Reference Energy Arbitrage Price (REAP) di ciascuna zona, ha avuto una media di $100/MW-giorno sul nodo di riferimento. Gli spread Real-Time sono stati inferiori al Day-Ahead nella maggior parte dei giorni, 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 suo prezzo di capacità di $12,39/kW-mese è stato del 21% inferiore rispetto a settembre scorso, poiché il 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 suo surplus di capacità si è dimezzato, a 277 MW, e ha chiuso a $10,13/kW-mese, il 70% sopra il 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 le assegnazioni spot di Hydro-Québec sono passate da 523 MW a zero.
• Il TB4 Day-Ahead ha avuto una media di $100/MW-giorno, minimo degli ultimi 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 in ogni zona

A settembre, il RCP ha rappresentato il 76% del prezzo di riferimento di New York City. Nelle altre zone, la quota variava tra il 60% e il 71%. Da maggio ad agosto, il RCP ha rappresentato dal 42% al 72% dei prezzi di riferimento.

Su base annua, i prezzi di riferimento sono calati nelle zone del sud e sono rimasti stabili nelle zone del nord. A New York City e Long Island, il RCP si è mosso più del REAP. Il RCP di New York City è sceso di $16/MW-giorno, mentre il suo REAP è diminuito di $1/MW-giorno. Il RCP di Long Island è salito di $27/MW-giorno, mentre il suo REAP è sceso di $4/MW-giorno.

Nel nord dello stato, i due effetti si sono in gran parte compensati. I 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 nel nord dello stato

L'asta di capacità di New York City ha chiuso a $12,39/kW-mese a settembre, il 21% in meno rispetto ai $15,73/kW-mese dell'anno scorso. Il CHPE trasporta energia Hydro-Québec a New York City, offrendo 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 chiude a un prezzo più basso.