I prezzi all’ingrosso di febbraio si sono stabilizzati rispetto agli estremi causati dalla tempesta invernale di gennaio, con i prezzi Real-Time scesi da oltre 200 $/MWh a meno di 60 $/MWh entro fine mese.

Gli spread TB1 Real-Time si sono normalizzati a 116 $/MW-giorno, praticamente invariati rispetto all’anno precedente, mentre gli spread Day-Ahead TB1 si sono attestati a 71 $/MW-giorno. Tuttavia, la convergenza dei Reference Prices prodotta dal freddo di gennaio non si è annullata dopo la tempesta. Le temperature più fredde nel nord dello stato avevano aumentato i Reference Energy Arbitrage Prices (REAP) a gennaio, e questo incremento si è mantenuto anche a febbraio, mantenendo la maggior parte delle zone vicine a 90 $/MW-giorno.

New York City è rimasta un’eccezione, ma a causa dei premi di capacità più che dell’arbitraggio energetico.

A febbraio prezzi e spread TB si sono ritirati dai picchi di gennaio mentre i mercati si riprendevano dalla tempesta invernale Fern

I prezzi e gli spread TB di febbraio si sono attestati sui livelli base dell’anno precedente, suggerendo che il mercato sottostante non abbia subito cambiamenti strutturali al di fuori degli eventi estremi.

I prezzi Day-Ahead e Real-Time hanno aperto febbraio sopra i 200 $/MWh e sono diminuiti costantemente, scendendo sotto i 60 $/MWh entro fine mese. L’impatto residuo della tempesta invernale Fern si è concentrato nei primi nove giorni.

A metà febbraio, il profilo giornaliero dei prezzi si era normalizzato. Rispetto a febbraio 2025, quando i prezzi avevano appena superato i 100 $/MWh nei picchi, la prima settimana di febbraio 2026 si è distinta. Il resto del mese ha avuto un andamento molto simile.

La stessa normalizzazione si è riscontrata negli spread. Gli spread TB1 Real-Time hanno avuto una media di 116 $/MW-giorno, praticamente invariati rispetto ai 117 $/MW-giorno di febbraio 2025. Il TB1 Day-Ahead ha raggiunto i 71 $/MW-giorno, in aumento rispetto ai 49 $/MW-giorno dell’anno precedente. Il picco TB1 di gennaio, guidato dalla tempesta, pari a 184 $/MW-giorno, resta un’eccezione.

Come si sono riflessi i trend di febbraio nei Reference Prices?

Nel febbraio 2025, NYC, Capital e Long Island guidavano i Reference Prices zonali, mentre le zone occidentali erano significativamente indietro. Il febbraio 2026 si è presentato in modo diverso. La maggior parte delle zone aveva Reference Prices intorno ai 90 $/MW-giorno, riducendo il divario tra nord e sud dello stato. NYC è rimasta l’unica eccezione, mantenendo un premio dovuto alle dinamiche di capacità più che all’arbitraggio energetico.

Cosa ha guidato i REAP tra le zone?

Il REAP si basa sugli spread TB4 Day-Ahead, e a febbraio 2026 questi spread si sono distribuiti più uniformemente tra le zone. Nel febbraio 2025, Capital era un’eccezione significativa con 262 $/MW-giorno Day-Ahead e 346 $/MW-giorno Real-Time. Quel divario si è chiuso nel 2026, con West che ha raggiunto i 213 $/MW-giorno Day-Ahead e 302 $/MW-giorno Real-Time, e la maggior parte delle zone raccolte in un intervallo simile. Il freddo di gennaio aveva alzato gli spread TB4 del nord dello stato, e questo incremento si è mantenuto anche a febbraio, sostenendo la similarità zonale nei REAP.

Cosa è successo ai prezzi di capacità?

Il vantaggio dell’RCP di NYC rispetto alle zone del nord si è notevolmente ridotto nel 2026. Il fattore principale sono stati i prezzi UCAP: i prezzi spot di NYC sono scesi del 23% su base annua, mentre il resto dello stato è aumentato del 21%, riducendo il premio da 2,7x a 1,7x.

Long Island, pur condividendo i prezzi di capacità unforced con il resto dello stato, ha mantenuto un Reference Capacity Price più alto rispetto alle zone del nord grazie a un fattore CAF più elevato. Questo vantaggio CAF rappresenta un elemento distintivo per gli sviluppatori che presentano offerte ISC, soprattutto quando i prezzi di capacità sono altrimenti uniformi in tutto lo stato.

I servizi ancillari hanno aggiunto valore oltre il Reference Price?

I prezzi di regolazione sono partiti a febbraio vicino a 70 $/MWh, proseguendo dai massimi elevati di gennaio dovuti alla tempesta. Si sono stabilizzati intorno a 10–15 $/MWh entro fine mese. Anche i prezzi delle riserve sono calati nel corso del mese, ma in modo meno marcato.

I servizi ancillari rappresentano un valore aggiuntivo oltre il Reference Price. Le batterie che hanno raccolto ricavi AS nella prima settimana di febbraio hanno ottenuto un valore significativo che né RCP né REAP riflettono. Questa finestra si è ridotta costantemente nel corso del mese.

Cosa ha favorito la normalizzazione dei prezzi?

Il mix di generazione di febbraio è stato in gran parte simile su base annua. Una domanda più alta e una minore produzione eolica nel 2026 sono state compensate da una maggiore generazione a gas e dual fuel ma, oltre a ciò, il mix di generazione è rimasto quasi identico.

I prezzi dei combustibili spiegano la rapidità della normalizzazione. Il gas ha raggiunto quasi 30 $/MMBtu durante il freddo di fine gennaio della tempesta Fern, per poi tornare a circa 5 $/MMBtu a inizio febbraio. I prezzi dell’energia hanno seguito da vicino il gas per tutto il periodo. La rapida convergenza conferma che gli estremi di gennaio sono stati guidati dai combustibili e non da fattori strutturali.

I nodi del Centro New York hanno raggiunto fino a 15 $/MW-giorno sopra il loro Reference Price a febbraio 2026

I nodi centrali hanno offerto i premi più alti rispetto ai Reference Prices zonali a febbraio 2026, con i migliori nodi che hanno raggiunto circa 15 $/MW-giorno sopra il loro Reference Price. I risultati nodali di NYC sono stati più dispersi. La maggior parte dei nodi ha seguito da vicino la media zonale, ma un gruppo di nodi di Staten Island e Queens si è posizionato da 8 a 18 $/MW-giorno al di sotto di essa, con il nodo Astoria come peggior performer.

Posizionarsi su nodi ad alto vantaggio permette agli sviluppatori di offrire Strike Price più bassi o mantenere un margine aggiuntivo sopra il Reference Price come profitto. Con la crescente competizione ISC, l’analisi nodale diventa sempre più importante per l’economia dei progetti.

Cosa ci dice febbraio sulle opportunità per le batterie NYISO?

Febbraio ha confermato che i prezzi all’ingrosso sono stati guidati dagli eventi. I prezzi dell’energia sono tornati ai livelli dell’anno precedente una volta passata la tempesta, e lo spread TB1 Real-Time di 116 $/MW-giorno è coerente con l’anno precedente. Tuttavia, la convergenza dei Reference Price tra le zone è proseguita, sostenuta dall’incremento REAP del nord dello stato iniziato dal freddo di gennaio. Non è un andamento tipico di febbraio, e sarà più chiaro se rappresenta un cambiamento duraturo del prezzo minimo nel nord dello stato quando arriveranno i dati primaverili.

Il cambiamento strutturale da osservare sul lato capacità è il calo dei prezzi spot UCAP di NYC. Quest’inverno, ha ridotto il tradizionale premio del sud dello stato da 2,7x a 1,7x. Se questa tendenza continuerà durante il periodo di capacità estiva, ridurrà il vantaggio RCP su cui contano i progetti NYC, rendendo le zone del nord più competitive nei prossimi round ISC.