Sintesi Esecutiva
L’asta di dicembre del NYISO segnala ricavi di capacità più forti per le batterie a Long Island e New York City. Le curve di domanda per l’inverno 2025–2026 aumentano i limiti di prezzo in entrambe le zone, mentre modificano i requisiti in direzioni opposte.
Le risorse di accumulo a batteria nello Stato di New York oggi forniscono solo 14 MW di UCAP invernale accreditata, con 2 GW previsti entro il 2030. I prezzi di compensazione di dicembre indicano quindi le potenzialità future di ricavi per lo storage, più che riflettere i ricavi attuali. Long Island mostra il maggiore potenziale di crescita dei prezzi. New York City mantiene il suo premio di prezzo nonostante requisiti di capacità inferiori. Le zone a livello statale e downstate probabilmente si allineeranno ai livelli dello scorso inverno, a meno che l’offerta non cambi.
Le curve di domanda di questo inverno evidenziano tre cambiamenti misurabili:
- Il requisito di capacità di New York City diminuisce mentre quello di Long Island aumenta. Questi cambiamenti modificano la vicinanza di ciascuna zona alla scarsità.
- I prezzi di riferimento e massimi aumentano sia a New York City che a Long Island. Questi incrementi ampliano la fascia di prezzo invernale se l’offerta si restringe.
- I CAF aggiornati per il 2025-26 aumentano il valore UCAP per sistemi da quattro ore o più. Questi cambiamenti modificano i ricavi di capacità affidabile per MW.
1. I pagamenti di capacità possono rappresentare oltre il 50% dei ricavi BESS
L’accumulo a batteria a New York genera ricavi da arbitraggio energetico, servizi ancillari e capacità affidabile. Il ricavo da capacità affidabile costituisce una quota significativa del reddito annuo.
Nel 2023 e 2024, una batteria ipotetica da quattro ore avrebbe potuto ottenere fino al 50% dei ricavi totali solo dai pagamenti di capacità. I sistemi da sei e otto ore ricevono una quota maggiore grazie a fattori di accreditamento di capacità (CAF) più elevati che generano pagamenti di capacità superiori per MW.
Il ricavo da capacità e la sua affidabilità sono particolarmente importanti quando si valutano le diverse durate dei progetti BESS. Questo è vero soprattutto perché:
- I ricavi rappresentano una quota sempre maggiore per risorse di durata più lunga (cioè 6+ ore)
- I ricavi da capacità possono variare notevolmente tra i mesi estivi e invernali, poiché i CAF dei BESS variano a seconda della stagione.
Per molti progetti, il ricavo affidabile da capacità determina se i rendimenti rimangono sopra le soglie di finanziamento a New York, insieme all’Index Storage Credit.
2. Comprendere la struttura del mercato della capacità NYISO
Le curve di domanda del NYISO sostituiscono le offerte per l’acquisto di capacità nelle aste mensili. Le curve stabiliscono i prezzi di compensazione in base al rapporto tra offerta certificata e requisiti minimi di affidabilità.
Il meccanismo funziona così: NYISO calcola la capacità totale certificata per ciascuna zona. I generatori presentano offerte per vendere capacità. La curva di domanda si interseca con l’offerta totale per determinare il prezzo di compensazione. Tutte le offerte accettate ricevono questo prezzo unico.
Quando l’offerta certificata scende sotto il requisito minimo, i prezzi salgono lungo la parte ripida della curva — incentivando nuovi ingressi. Quando l’offerta supera il requisito, i prezzi scendono lungo la pendenza più dolce — segnalando un surplus. Quando l’offerta raggiunge il 112-118% del requisito (a seconda della zona), i prezzi arrivano a zero al cosiddetto “zero-crossing point”.
Per mantenere aggiornati questi calcoli, NYISO opera su un ciclo quadriennale: un processo completo di stakeholder aggiorna le curve, poi aggiornamenti annuali tramite formule predefinite le mantengono tra una revisione e l’altra. Il ciclo attuale va dal 2025 al 2029. Questa revisione ha introdotto un cambiamento significativo: NYISO ha introdotto curve di domanda estive e invernali separate per ogni zona di capacità, riflettendo diversi rischi stagionali di affidabilità.
Requisiti di New York City in calo mentre Long Island si stringe
Il prezzo massimo di compensazione invernale di Long Island è salito a $70,81/kW-mese — superando New York City come massimo statale. Questo inverte il trend dell’estate 2024, dove il massimo di NYC ($33,05/kW-mese) superava quello di Long Island ($27,78/kW-mese).
Il cambiamento stagionale è notevole: il massimo invernale di Long Island è superiore del 155% rispetto al livello estivo, mentre quello di NYC è aumentato del 66%. Le zone meno vincolate mostrano premi minori: Downstate è salito del 12% a $27,72/kW-mese e lo stato nel complesso del 25% a $22,62/kW-mese.
Long Island ora offre il maggior potenziale di ricavi da scarsità nello Stato di New York.
Questi cambiamenti generano tre segnali d’investimento:
- I requisiti più bassi di New York City riducono il rischio immediato di scarsità.
- Limiti di prezzo più alti a NYC e Long Island aumentano il potenziale di ricavi.
- I requisiti più stringenti di Long Island generano il segnale di scarsità più forte.
3. NYISO paga le batterie in base alla capacità non forzata, non a quella installata
NYISO remunera le risorse per la loro capacità di supportare la rete nell’ora invernale a maggior rischio. Tre concetti definiscono questo processo.
La Capacità Installata (ICAP) è la potenza nominale della risorsa. La Capacità Non Forzata (UCAP) è la quota di ICAP che ci si aspetta sia disponibile nell’ora più critica. Il Fattore di Accreditamento della Capacità (CAF) determina quanto ICAP contribuisce a UCAP tramite un declassamento.
Ad esempio, una batteria da 100 MW con un CAF di 0,78 fornisce 78 MW di UCAP.
NYISO paga il prezzo di compensazione in relazione alla UCAP. Il CAF determina quindi il ricavo di capacità. La tabella CAF per l’inverno 2025–2026 cambia l’economia della durata.
A New York City, il CAF a quattro ore è 78,5%, mentre quello a due ore è 64,9% — una differenza del 21% in UCAP. Long Island mostra una differenza ancora più ampia: il CAF a quattro ore raggiunge l’87,1%, mentre quello a due ore scende al 52,7%, generando una differenza del 66%. Per contro, i sistemi da sei e otto ore raggiungono CAF tra l’85% e il 99% in tutte le zone. Le differenze tra zone sono dovute a previsioni di picco e vincoli di capacità nelle aree a forte domanda, come New York City.
CAF più alti aumentano i ricavi di capacità per MW anche se l’ICAP resta invariato. Le batterie a due ore restano idonee ai pagamenti di capacità ma forniscono meno UCAP. La struttura CAF rafforza la rilevanza commerciale dei sistemi a quattro ore. Questo influenza la scelta di durata per i nuovi progetti.
4. New York City ha superato del 250% i livelli statali dal 2023
I prezzi di capacità di New York City sono crollati vicino allo zero all’inizio del 2021, poi sono saliti costantemente fino al 2023. Dal 2023, NYC ha mantenuto prezzi oltre il 250% rispetto al resto dello stato — in media $12-20/kW-mese, mentre i prezzi statali restavano tra $2-6/kW-mese. Il ritiro di impianti termici ha ridotto l’offerta locale mentre i requisiti invernali aumentavano, stringendo il bilancio domanda-offerta. Il calo dei requisiti per il 2025–2026 segna la prima inversione di questa tendenza.
Le regole di approvvigionamento locale rafforzano questo schema:
- Zona J (New York City): le LSE devono approvvigionare localmente il 75,6% del picco previsto.
- Zona K (Long Island): le LSE devono approvvigionare il 107,3%.
- Lower Hudson Valley (G–J): le LSE devono approvvigionare l’86,9%.
Come funzionano i vincoli di località:
I limiti di trasmissione impediscono ad alcune aree di importare capacità illimitata dal resto dello stato. NYISO quindi stabilisce requisiti minimi di capacità locale (LCR) per le zone vincolate — percentuali minime del picco locale che devono essere soddisfatte con risorse locali.
L’asta si svolge in sequenza dalla zona più vincolata alla meno vincolata:
- New York City compensa per prima al suo LCR
- Long Island compensa seconda al suo LCR
- G-J Locality compensa terza al suo LCR
- NYCA (statale) compensa per ultima, includendo tutti i requisiti locali
Il prezzo di compensazione di ogni zona riflette il proprio bilancio domanda-offerta. Le zone vincolate tipicamente compensano a premio rispetto al prezzo statale. Le risorse situate in zone vincolate possono vendere localmente al prezzo zonale più alto, o esportare in zone meno vincolate a prezzi inferiori.
La capacità in eccesso acquistata in una zona può essere allocata alle LSE di altre zone in base al carico, ma deve prima soddisfare i requisiti locali.
5. Long Island e New York City mostrano segnali di prezzo al rialzo
Il prezzo di compensazione di dicembre rifletterà tre cambiamenti: requisiti, limiti di prezzo e regole di accreditamento. Questi elementi definiscono l’esposizione alla scarsità a livello di zona.
Solo 14 MW di BESS sono inclusi nella valutazione della capacità invernale 2025-26 del NYISO, secondo il Gold Book e le derate invernali NYISO. Si tratta di una quota trascurabile dell’asta di capacità. Poiché la partecipazione è ancora limitata oggi, queste aste sono indicatori per i futuri flussi di ricavi BESS.
Prospettive direzionali in base al movimento delle curve di domanda
I prezzi di riferimento e massimi aumentano sia a New York City che a Long Island. Questi cambiamenti aumentano il potenziale prezzo di compensazione se la disponibilità invernale cala.
1. Il requisito di New York City diminuisce mentre i prezzi aumentano
Il requisito UCAP di NYC scende del 6% anno su anno. Il prezzo di riferimento sale dell’1% e il prezzo massimo aumenta del 65%. Meno capacità richiesta, ma prezzi più alti se l’offerta si restringe.
2. Long Island mostra il maggiore potenziale di aumento prezzo
Il requisito UCAP di Long Island aumenta del 2% — l’unica zona con requisiti in crescita. Il prezzo di riferimento sale del 45% e il prezzo massimo schizza del 155%. Requisiti più alti e limiti di prezzo più elevati aumentano la probabilità di scarsità.
3. Le zone statali e downstate restano stabili
I requisiti UCAP salgono dell’1% a livello statale e scendono del 6% in Downstate (G-J Locality). I prezzi di riferimento calano del 2-3% in entrambe le zone. I prezzi massimi salgono del 13-25%, ma da livelli più bassi rispetto alle aree di carico.
6. Volatilità del mercato nelle aste di capacità
La volatilità storica di New York City aggiunge incertezza. La zona passa rapidamente da surplus a scarsità nei periodi invernali. Altre zone mostrano maggiore stabilità.
Il requisito di capacità di New York City diminuisce. Questo allontana la zona dalla scarsità e riduce il rischio di carenze. Il requisito di Long Island aumenta, avvicinando la zona alla scarsità. Tuttavia, i prezzi di capacità di Long Island storicamente mostrano fluttuazioni limitate rispetto alla volatilità di New York City.
Metriche da monitorare a dicembre per gli sviluppatori
Gli sviluppatori monitoreranno quattro segnali chiari:
- Dove i prezzi di compensazione si collocano rispetto ai livelli di riferimento più alti a New York City e Long Island.
- Se i prezzi di capacità nelle zone Downstate o Long Island iniziano a decouplarsi da quelli dello Stato di New York, come già avviene per New York City
- Come il requisito più basso di New York City interagisce con la disponibilità della flotta termica e le importazioni.
- Come i sistemi a quattro ore compensano rispetto al loro vantaggio CAF con la crescita della partecipazione.
Questi fattori influenzano la dimensione del debito, le ipotesi di copertura e la scelta della durata per i progetti di storage nelle prime fasi e quelli in coda di interconnessione
7. Conclusioni
Le curve di domanda invernali del NYISO riflettono il premio per la capacità a New York City e Long Island, legato alla maggiore difficoltà e ai costi di costruzione in queste aree. Tuttavia, il quadro è complesso. Da un lato, requisiti e limiti di prezzo si muovono in direzioni diverse tra le zone. Dall’altro, i CAF aumentano contemporaneamente il valore UCAP per i sistemi a quattro ore. Inoltre, i risultati storici rafforzano questo schema, confermando la sensibilità dei prezzi nelle zone downstate.
Di conseguenza, il risultato di dicembre indicherà se il valore della scarsità sta aumentando o si sta stabilizzando nelle zone downstate. Per gli sviluppatori che valutano la durata, le implicazioni sono chiare: ricavi invernali più alti rafforzano il caso delle batterie a quattro ore a New York City e Long Island. Guardando avanti, queste zone offrono i rendimenti potenziali più elevati. Di conseguenza, man mano che la capacità installata cresce da 14 MW oggi a diversi gigawatt nel prossimo decennio, gli sviluppatori dovrebbero dare priorità a queste aree.
