La tempesta invernale Fern ha causato prezzi elevati e forte volatilità a New York. L’improvviso calo delle temperature a fine gennaio ha innescato picchi di prezzo in tutto lo stato. I prezzi in tempo reale hanno raggiunto $1.942/MWh il 24 gennaio e i prezzi Day-Ahead hanno toccato il massimo di $1.006/MWh pochi giorni dopo.

Gli spread TB1 Day-Ahead hanno registrato una media di $108/MW/giorno a gennaio. Gli spread TB1 Real-Time hanno raggiunto $184/MW/giorno. Entrambi sono stati i valori più alti degli ultimi 12 mesi.

La tempesta ha fatto salire i prezzi di riferimento dell’Upstate, un elemento chiave per il programma Index Storage Credit (ISC) di NYSERDA, del 74-90% su base annua. Le zone dell’Upstate si sono allineate a quelle tradizionalmente più redditizie del Downstate. Per gli sviluppatori che competono per i contratti ISC, questo segnala una maggiore competitività dei progetti nell’Upstate in caso di temperature estremamente basse.

Questa è la prima edizione del report di riferimento di Modo Energy sui ricavi delle batterie nel NYISO.

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Perché i prezzi di riferimento sono importanti per le batterie NYISO?

Le batterie su scala di rete nel NYISO avranno bisogno di contratti ISC per essere sostenibili. I ricavi merchant da soli non coprono i costi. Con l’ISC, NYSERDA paga la differenza tra il prezzo Strike di un progetto, che gli sviluppatori offrono in base ai propri costi, e il prezzo di riferimento, che rappresenta una proxy dei ricavi di mercato.

Il prezzo di riferimento è la somma di due componenti: il Reference Capacity Price (RCP), basato sui prezzi spot UCAP e sui Capacity Accreditation Factors (CAF), e il Reference Energy Arbitrage Price (REAP), basato sugli spread TB zonali Day-Ahead per una determinata durata della batteria. Questo report utilizza una batteria da 4 ore per illustrare l’andamento dei prezzi.

Prezzi di riferimento più alti avvantaggiano gli sviluppatori in due modi. Primo, riducono il pagamento ISC necessario da parte di NYSERDA, migliorando il punteggio dell’offerta e aumentando la probabilità di aggiudicarsi un contratto. Secondo, i progetti nelle zone con prezzi di riferimento elevati possono offrire un prezzo Strike leggermente superiore restando competitivi, migliorando l’economia del progetto.

L’impennata dei prezzi di riferimento dell’Upstate a gennaio mostra come la volatilità invernale può cambiare il panorama competitivo a favore di queste zone.

Come sono convergenti i prezzi di riferimento in tutto lo stato di New York?

A gennaio 2025, i prezzi di riferimento del Downstate erano circa il doppio rispetto ad alcune zone dell’Upstate. NYC ha chiuso a $115/MW-giorno mentre la zona West si è fermata a soli $55/MW-giorno.

A gennaio 2026 il divario si è ridotto. NYC è salita a $130/MW-giorno, +14% su base annua. West ha raggiunto $95/MW-giorno, +74%. North ha registrato il maggior incremento, +90%, passando da $59/MW-giorno a $112/MW-giorno.

Il risultato: le zone dell’Upstate che prima erano indietro di $50-60/MW-giorno, il mese scorso erano distanti solo $20-35/MW-giorno.

Cosa ha causato i forti aumenti dell’Upstate?

Temperature più fredde aumentano la domanda di riscaldamento, portando generatori più costosi al margine e ampliando lo spread tra prezzi di punta e fuori punta.

L’ondata di freddo ha colpito l’Upstate più duramente rispetto al Downstate. Le minime medie di Albany sono scese vicino a 0°F durante la tempesta, e Buffalo è arrivata a 3°F. Le minime a New York City e Long Island sono state meno estreme, rispettivamente 12°F e 11°F.

Il meteo asimmetrico ha causato prezzi asimmetrici. Gli spread TB4 Day-Ahead di West sono quasi raddoppiati su base annua, passando da $145/MW-giorno a $286/MW-giorno. Anche North è raddoppiata, da $161/MW-giorno a $352/MW-giorno.

Le zone del Downstate hanno registrato aumenti più contenuti o addirittura cali. Gli spread TB4 Real-Time di Long Island sono diminuiti del 12% su base annua.

Che ruolo hanno avuto i prezzi della capacità?

Il REAP ha guidato la convergenza dei prezzi di riferimento, ma il RCP ha contribuito solo in parte.

Il RCP delle zone da A a E è salito da $0,57/kW-mese a $0,74/kW-mese, un aumento del 28% YoY. Il RCP di NYC è invece sceso da $1,37/kW-mese a $1,23/kW-mese, -10% YoY, riflettendo un calo del 23% dei prezzi spot UCAP a NYC.

Tuttavia, il REAP di West è raddoppiato da $36,29/MW-giorno a $71,62/MW-giorno e quello di North è più che raddoppiato, da $40,31/MW-giorno a $88,00/MW-giorno. È stata l’arbitraggio energetico, non la capacità, a colmare il divario.

Come hanno creato valore i premi Real-Time sopra i prezzi di riferimento?

Dopo la tempesta, i prezzi Real-Time sono schizzati vicino ai $2.000/MWh mentre i prezzi Day-Ahead sono rimasti sotto i $1.000/MWh. Questa divergenza ha creato opportunità sistematiche per le batterie che operano nei mercati Real-Time.

Gli spread Real-Time hanno superato quelli Day-Ahead in tutte le zone. Su tutto il NYISO, gli spread TB4 Real-Time hanno registrato una media di $493/MW-giorno, il 35% in più rispetto ai TB4 Day-Ahead ($366/MW-giorno).

Questo è importante perché il REAP utilizza gli spread zonali Day-Ahead. Le batterie che sfruttano la volatilità Real-Time superano sistematicamente il prezzo di riferimento, potendo così superare il proprio prezzo Strike o presentare offerte più competitive fin dall’inizio.

I servizi ancillari hanno aggiunto valore oltre il prezzo di riferimento?

I prezzi delle riserve rotanti sono schizzati a $228/MWh a NYC il 24 gennaio. In quel solo giorno si è concentrato oltre il 50% del valore delle riserve del mese.

Anche i prezzi della regolazione sono aumentati, seguendo da vicino le riserve durante la tempesta. I pattern sono stati simili tra NYC, Southeast NY, Capital e tutte le altre zone.

I servizi ancillari rappresentano un valore aggiuntivo rispetto al prezzo di riferimento. Le batterie che hanno sommato ricavi dai servizi ancillari durante la tempesta hanno catturato valore che né RCP né REAP riflettono.

I prezzi sono stati guidati dalla domanda o dall’offerta?

Sono stati i fattori dal lato dell’offerta a determinare gli estremi dei prezzi, non solo la domanda.

Dopo la tempesta, i prezzi sono rimasti elevati anche quando il carico netto era simile alle condizioni di gennaio 2025. Con un carico netto di 20-22 GW, i prezzi di gennaio 2025 si attestavano sotto i $200/MWh. Lo stesso carico netto nel gennaio 2026 post-tempesta ha generato prezzi tra $200/MWh e $800/MWh.

Il carico medio è aumentato solo dello 0,8% su base annua. Il picco di carico è cresciuto del 2,8%. Questi aumenti modesti della domanda non spiegano prezzi multipli rispetto all’anno precedente.

Il mix di generazione ha spiegato la risposta dei prezzi?

Il mix di generazione è cambiato ma non in modo straordinario. La produzione da fonti fossili è aumentata di 2 GW durante l’ondata di freddo per soddisfare la domanda elevata. Gas naturale e dual fuel sono stati incrementati durante i picchi mattutini e serali.

Tuttavia, il pattern di dispacciamento ha seguito l’andamento del resto del mese e di gennaio 2025. Il solo mix di generazione non spiega gli estremi dei prezzi.

Il gas ha causato i picchi di prezzo sproporzionati

I prezzi del gas sono schizzati a $31/MMBtu durante l’ondata di freddo, rispetto ai circa $3/MMBtu di inizio mese. Flussi di gasdotti limitati e freeze-off hanno ridotto l’offerta proprio mentre la domanda di riscaldamento toccava il picco.

I prezzi dell’energia hanno seguito da vicino quelli del gas durante la tempesta. La combinazione di costi del combustibile alle stelle e vincoli di generazione ha spinto i prezzi dell’elettricità a $700-800/MWh, ben oltre quanto spiegabile dalla sola domanda.

Dove può aggiungere valore il posizionamento nodale?

Il pricing nodale ha aggiunto fino a $30/MW-giorno di arbitraggio energetico rispetto ai prezzi di riferimento zonali a gennaio 2026. I nodi del Central New York hanno mostrato i maggiori vantaggi. Il nodo Cornell ha offerto un premio di $29,71/MW-giorno rispetto al prezzo di riferimento della sua zona.

Anche i nodi Far Rockaway di Long Island hanno performato bene, con circa $21,64/MW-giorno in più rispetto al riferimento zonale.

Scegliere siti in nodi ad alto vantaggio consente agli sviluppatori di offrire prezzi Strike più bassi o mantenere un margine aggiuntivo rispetto al prezzo di riferimento come guadagno. Con la crescente competizione ISC, l’analisi nodale diventa sempre più importante per l’economia dei progetti.

Cosa ci dice gennaio sulle opportunità per le batterie NYISO?

Gennaio ha dimostrato che la competitività dell’Upstate può migliorare drasticamente durante eventi invernali estremi. L’aumento del 74-90% su base annua dei prezzi di riferimento dell’Upstate ha ridotto il vantaggio tradizionale del Downstate.

Questa convergenza ha riflesso uno shock generalizzato dei prezzi dei combustibili, più che vincoli di trasmissione. Con una congestione minima a limitare le importazioni verso NYC e Long Island, i prezzi di Upstate e Downstate si sono mossi insieme.

Ma questo potrebbe non essere l’unico scenario nei prossimi inverni. Se più impianti termici di NYC e Long Island andranno in pensione e la Champlain Hudson Power Express non renderà come previsto durante eventi freddi, il Downstate potrebbe affrontare scarsità localizzate che allargheranno nuovamente il divario.

Per gli sviluppatori che valutano offerte ISC, la conclusione è sfumata. La volatilità invernale può rafforzare la competitività dell’Upstate quando i vincoli di offerta sono generalizzati. Ma la scarsità localizzata dovuta a vincoli di trasmissione nel Downstate resta una possibilità che potrebbe favorire progetti a NYC e Long Island.

Oltre al prezzo di riferimento, la cattura Real-Time, l’accumulo di servizi ancillari e il posizionamento nodale offrono vie per sovraperformare. Le batterie che combinano siti favorevoli e flessibilità operativa avrebbero potuto ottenere multipli del benchmark zonale durante la tempesta.

Questa è la prima edizione del report di riferimento di Modo Energy sui ricavi delle batterie nel NYISO. Gli abbonati alla Ricerca di Modo Energy possono accedere a dati nodali dettagliati e benchmark a livello di asset nel Modo Terminal.