I prezzi della capacità a New York City stanno registrando un forte aumento 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 massimo precedente della zona e più del doppio dei prezzi di maggio e giugno del 2025.

La principale causa è la scarsità di generazione in una zona con vincoli di 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 la restante parte è dovuta alla 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% sopra il massimo precedente. I prezzi di compensazione dell’estate 2026 sono più che doppi rispetto all’estate 2025.
• La generazione disponibile della città è diminuita di circa 617 MW per l’estate, più dell’aumento di 435 MW del requisito. Insieme, hanno eliminato un surplus di 1 GW di capacità offerta.
• Per le batterie, questo picco equivale a $25.600/MW-mese, ovvero $5 milioni tra maggio e giugno per un sistema da 100 MW e quattro ore.
• Anche Long Island e il resto dello stato hanno registrato nuovi record, ma sono rimasti tre volte più bassi, tra $8 e $12/kW-mese (Long Island +11%, resto dello stato +29%).

Storicamente, New York ha superato il resto dello stato

New York City si trova dietro a un vincolo di trasmissione. Una quota minima del suo carico di punta deve essere coperta dalla generazione locale e non può affidarsi completamente all’energia più economica delle altre zone. Per questo esiste un premio di prezzo: dal 2023, New York City ha registrato prezzi superiori anche del 250% rispetto al resto dello stato.

Inoltre, i prezzi della capacità per 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 storico.

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

Cosa significa per le batterie

Una batteria riceve pagamenti per la capacità tenendo conto dei fattori di accreditamento sul prezzo di compensazione. A NYC, un sistema 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, si tratta di $5 milioni in 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, grazie al mantenimento del surplus. I pagamenti aumentano anche con la durata: una batteria di maggiore durata accredita di più e guadagna di più per MW.

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

Il passaggio da $6 a $33/kW-mese si divide in tre fasi. La scarsità ha avuto il peso maggiore: 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 contribuito al resto.

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 di notifica dell’asta. Di conseguenza, la linea non è stata conteggiata come capacità locale di NYC.

Cosa sta causando il picco quest’estate?

Tre fattori hanno ristretto il mercato contemporaneamente. Il requisito è aumentato, l’offerta ammissibile è diminuita e la Champlain Hudson Power Express non era idonea alle 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, da 8.051 MW a 8.486 MW. Nel frattempo, il Requisito di Capacità Locale (LCR) della Zona J è passato dal 78,5% all’82,6%. Il carico di punta previsto è rimasto quasi invariato (+0,5%), confermando che si è trattato di un aumento del requisito e non di una crescita della domanda.

Oltre ai cambiamenti nei requisiti, la disponibilità di NYC è diminuita rispetto all’inverno 2025. Con il caldo estivo, le centrali termiche vengono derate: la loro affidabilità diminuisce e quindi accreditano meno capacità. La capacità assegnata di New York City è scesa di 617 MW tra i due periodi, 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 eliminato il surplus di circa 1.050 MW senza sostituzioni.

Anche la curva di domanda della capacità NYISO si è spostata verso l’alto

Due fattori hanno sollevato la curva di 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, più basso (56% contro 65%), aumenta il prezzo di riferimento. Secondo, la curva stessa è salita per via del 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 aumentato il punto di riferimento UCAP, cioè il prezzo al 100% del requisito. È salito del 41%, da $23,1/kW-mese in inverno a $32,7/kW-mese in estate.

In inverno, la città si è posizionata in basso sulla curva, con circa 1.050 MW di surplus e un prezzo vicino a $6/kW-mese. In estate, si è chiusa al punto di riferimento, senza surplus, a $32,6/kW-mese.

Prospettive per i mercati della capacità NYISO 2026

L’asta di luglio correggerà i prezzi verso il basso. Champlain Hudson diventerà idonea, aggiungendo 1.250 MW in 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, la flotta rimanente invecchia e la domanda elettrica di New York City è in crescita. Ora basta un’interruzione estiva per far salire di nuovo i prezzi.

Se una risorsa principale non può offrire o se la stessa CHPE si ferma, il surplus scompare di nuovo. I grandi impianti in Zona J, idonei al mercato della capacità a differenza dei BESS BTM, potrebbero così beneficiare di pagamenti elevati.