​I prezzi di 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 precedente massimo della zona e oltre il doppio rispetto ai prezzi di maggio e giugno del 2025.

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Il principale fattore 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 unità. Due terzi dell’aumento di prezzo sono dovuti a questa stretta, mentre una curva della domanda più alta ha fatto il resto.

Punti chiave

• I prezzi di 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 che raddoppiati rispetto all’estate 2025.
• La generazione disponibile in città è diminuita di circa 617 MW all’inizio dell’estate, più dell’aumento di 435 MW del requisito. Insieme, questi fattori hanno cancellato un surplus di 1 GW di capacità offerta.
• Per le batterie, questo picco vale $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 raggiunto 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 sempre superato il resto dello stato

New York City si trova dietro un vincolo di trasmissione. Una quota minima del suo carico di punta deve essere coperta da generazione interna e non può affidarsi completamente all’energia più economica dell’upstate. Per questo esiste un premio di prezzo: dal 2023, New York City ha superato di oltre il 250% i livelli del resto dello stato.

Inoltre, i prezzi di capacità di tutte le regioni aumentano ogni estate quando il sistema si restringe. L’estate 2026 è andata oltre ogni precedente, segnando un record del 67% oltre il massimo precedente.

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

Cosa significa per le batterie

Una batteria riceve pagamenti di capacità dopo aver applicato i fattori di accreditamento al 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, ciò significa $5 milioni 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 di 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 azzerato, 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 una BESS da 2 ore hanno fatto il resto.

​La Champlain Hudson Power Express, una linea di trasmissione da 1.250 MW, è entrata in funzione il 13 maggio ma non ha rispettato la scadenza per la comunicazione all’asta. Di conseguenza, la linea non è stata conteggiata come capacità locale di NYC.

Cosa sta guidando 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 idonea 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 punta previsto è rimasto quasi invariato (+0,5%), confermando che si tratta di un aumento del requisito e non di una crescita della domanda.

Oltre ai cambiamenti nei requisiti, l’offerta di NYC è diminuita rispetto all’inverno 2025. Con il caldo estivo, le centrali termiche perdono potenza: la loro affidabilità cala e 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 riduzione di 617 MW nell’offerta e l’aumento di 435 MW del requisito hanno cancellato il surplus di circa 1.050 MW senza sostituzioni.

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

Due fattori hanno spinto la curva della domanda verso l’alto al reset estivo. Innanzitutto, l’unità di riferimento è passata da una centrale a gas naturale a una batteria di due ore. Il suo fattore di conversione ICAP-UCAP, pari al 56% rispetto al 65% precedente, alza il prezzo di riferimento. In secondo luogo, la curva stessa è aumentata 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 per NYC è salito da $14,6 a $17,8/kW-mese. Insieme al fattore di accreditamento più basso, ciò ha alzato il punto di riferimento UCAP, ovvero il prezzo al 100% del requisito. È aumentato del 41%, da $23,1/kW-mese in inverno a $32,7/kW-mese in estate.

In inverno, la città si posizionava in fondo alla 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 di capacità NYISO 2026

L’asta di luglio correggerà i prezzi al ribasso. Champlain Hudson diventerà idonea, aggiungendo 1.250 MW in città, il che dovrebbe alleggerire i prezzi per il resto dell’estate.

Ma la linea non invertirà la tendenza di fondo. Le centrali termiche continueranno a ritirarsi, il parco impianti rimanente invecchia e la domanda elettrica di New York City è in crescita. Ora NYC è a un passo da un nuovo picco in caso di blackout estivo.

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