​I prezzi della capacità a New York City stanno aumentando vertiginosamente quest'estate. L'asta spot mensile si è chiusa a $32,6/kW-mese a maggio e $32,5/kW-mese a giugno. Si tratta di un record, il 67% in più rispetto al precedente massimo della zona e oltre il doppio rispetto ai prezzi di maggio e giugno del 2025.

La principale causa è la scarsità di generazione in una zona vincolata dalla trasmissione, insieme a requisiti di affidabilità estiva più elevati per NYC. Al reset estivo del 1° maggio, la capacità in eccesso di New York City è diminuita di 1 GW, passando da 1.050 MW a poche decine di MW. Due terzi dell'aumento di prezzo derivano da questa riduzione, mentre il resto è stato spinto da una curva di domanda più alta.

Punti chiave

• I prezzi della capacità a New York City hanno raggiunto $32,6/kW-mese a maggio 2026, un record del 67% superiore al precedente massimo. I prezzi di compensazione dell'estate 2026 sono più del doppio rispetto all'estate 2025.
• La generazione disponibile della città è diminuita di circa 617 MW in vista dell'estate, più dell'aumento di 435 MW del requisito. Insieme hanno cancellato un surplus di 1 GW di capacità offerta.
• Per le batterie, questo picco vale $25.600/MW-mese, ovvero 5 milioni di dollari tra maggio e giugno per un sistema da 100 MW e quattro ore.
• Anche Long Island e il resto dello stato hanno registrato dei record, ma sono rimasti su valori tre volte inferiori, tra $8 e $12/kW-mese (Long Island +11%, resto dello stato +29%).

Storicamente New York ha registrato prezzi più alti rispetto al resto dello stato

New York City si trova dietro un vincolo di trasmissione. Una quota minima del suo picco di carico deve essere coperta dalla generazione interna e non può affidarsi completamente all'energia più economica proveniente dal nord dello stato. Di conseguenza esiste un premio di prezzo: dal 2023 New York City ha registrato prezzi oltre il 250% superiori ai livelli del resto dello stato.

Inoltre, i prezzi della capacità in tutte le regioni aumentano ogni estate quando il sistema si restringe. L'estate 2026 ha superato ogni precedente, segnando un record del 67% sopra il massimo precedente.

Long Island è salita dell'11% rispetto al suo record, mentre il prezzo del resto dello stato del 29%.

Cosa significa per le batterie

Una batteria riceve pagamenti di capacità dopo aver applicato il fattore di accreditamento al prezzo di compensazione. A NYC, una batteria da quattro ore ha un fattore di accreditamento del 78,5% e incassa $25.600/MW-mese quest'estate.

Per un sistema da 100 MW, ciò equivale a 5 milioni di dollari di pagamenti di capacità solo tra maggio e giugno.

Il pagamento è il doppio rispetto all'estate 2025 e oltre cinque volte il livello dell'inverno 2025-26. Long Island e il resto dello stato guadagnano molto meno, perché il loro surplus è rimasto. I pagamenti aumentano anche con la durata: una batteria di durata maggiore accredita di più e guadagna di più per MW.

Come il prezzo della capacità di New York City è salito a $33/kW-mese

L'aumento da $6 a $33/kW-mese si suddivide in tre fasi. La scarsità ha inciso maggiormente: con il surplus esaurito, l'asta si è chiusa al punto di riferimento del 100% della capacità. Una curva stagionale più alta e il cambio dell'unità di riferimento a un BESS da 2 ore hanno completato l'aumento.

​La Champlain Hudson Power Express, una linea di trasmissione da 1.250 MW, è stata attivata il 13 maggio ma non ha rispettato la scadenza per la notifica dell'asta. Di conseguenza, la linea non poteva essere conteggiata come capacità locale di NYC.

Cosa sta causando il picco di quest'estate?

Tre fattori hanno ristretto il mercato contemporaneamente. Il requisito è aumentato, l'offerta idonea è diminuita e la Champlain Hudson Power Express non era ammissibile per le aste di maggio e giugno.

Il reset del 1° maggio ha aumentato il requisito di capacità non forzata di New York City di 435 MW, passando da 8.051 MW a 8.486 MW. Nel frattempo, il Requisito di Capacità Locale (LCR) della Zona J è salito dal 78,5% all'82,6%. Il carico di picco previsto è rimasto quasi invariato (+0,5%), confermando che si è trattato di un aumento del requisito e non di un'impennata della domanda.

Oltre ai cambiamenti nei requisiti, l'offerta di NYC è diminuita rispetto all'inverno 2025. Con il caldo estivo, le centrali termiche subiscono una derating: le loro capacità affidabili diminuiscono, quindi accreditano meno capacità. La capacità assegnata a New York City è scesa di 617 MW tra i due periodi, passando da 9.108 MW a 8.491 MW.

Tutte e tre le forze hanno agito nella stessa direzione: la diminuzione di 617 MW dell'offerta e l'aumento di 435 MW del requisito hanno fatto sparire il surplus di circa 1.050 MW senza sostituzioni.

Anche la curva della domanda di capacità per NYISO è stata rialzata

Due fattori hanno spinto verso l'alto la curva della domanda al reset estivo. Primo, l'unità di riferimento è passata da una centrale a gas naturale a una batteria da due ore. Il suo fattore di conversione ICAP-UCAP, 56% contro 65%, aumenta il prezzo di riferimento. Secondo, la curva stessa è salita a causa di un cambiamento nel Net Cost of New Entry dell'unità di riferimento e del passaggio ai requisiti di località estivi.

NYISO aggiorna la curva a ogni periodo di capacità. Quest'estate, il punto di riferimento ICAP di NYC è salito da $14,6 a $17,8/kW-mese. Insieme al fattore di accreditamento più basso, ciò ha portato il punto di riferimento UCAP, ossia il prezzo al 100% del requisito. È aumentato del 41%, passando da $23,1/kW-mese in inverno a $32,7/kW-mese in estate.

In inverno la città si è attestata su una curva più bassa, con circa 1.050 MW di surplus e un prezzo vicino a $6/kW-mese. In estate, ha raggiunto il punto di riferimento, senza surplus, a $32,6/kW-mese.

Previsioni per i mercati della capacità NYISO 2026

L'asta di luglio correggerà i prezzi al ribasso. Champlain Hudson diventerà allora idonea, aggiungendo 1.250 MW all'interno della città, il che dovrebbe alleviare i prezzi per il resto dell'estate.

Ma la linea non inverte la tendenza di fondo. Le centrali termiche continueranno a ritirarsi, il parco impianti rimanente invecchia e la domanda di elettricità di New York City è in crescita. New York City è ora a un'estate senza guasti dalla possibilità di un nuovo picco.

Se una risorsa principale non potrà offrire o se la stessa CHPE dovesse fermarsi, il surplus scomparirebbe di nuovo. Gli impianti su scala utility nella Zona J, idonei al mercato della capacità a differenza dei BESS BTM, potrebbero così beneficiare di pagamenti eccezionali.