New York City (Zona J) e Long Island (Zona K) offrono i più alti differenziali Top-Bottom (TB) nel NYISO.

Tra il 2023 e il 2025, il differenziale TB4 medio giornaliero della Zona K di 254$/MW-giorno è stato superiore del 30% rispetto ai 195$/MW-giorno della Zona J e del 144% rispetto alla media statale. Nei giorni estremi, il divario si amplia ulteriormente. Il massimo differenziale della Zona K ha raggiunto 11.642$/MW-giorno a giugno 2025, il 78% in più rispetto al picco della Zona J.

Questi differenziali riflettono i vincoli di trasmissione che limitano le importazioni durante i picchi di domanda. I vincoli della Zona K si attenuano entro il 2030 con il collegamento di Propel NY. Quelli della Zona J persistono fino al 2034, poiché i pensionamenti superano le nuove aggiunte.

Punti chiave

• Il differenziale medio della Zona K è superiore del 30% rispetto a quello della Zona J, ma le zone presentano differenze fondamentali nelle opportunità di arbitraggio.
• La Zona J perderà quasi 1 GW di capacità fossile entro il 2030. Trasmissione ed eolico offshore non sostituiscono completamente la generazione locale nei periodi di punta a causa delle regole di accreditamento della capacità.
• I deficit di sicurezza della trasmissione di Long Island si chiudono entro il 2030 con l’arrivo di Propel NY. Quelli della Zona J persistono fino al 2034.
• Long Island affronta 1–4 ore di deficit di sicurezza della trasmissione per ogni giorno di picco estivo. New York City affronta 6–13 ore, creando finestre più lunghe per l’arbitraggio.

La Zona K offre spread più elevati, mentre la Zona J probabilmente avrà spread più duraturi

Long Island (Zona K) offre spread più elevati in una finestra temporale più ristretta. New York City (Zona J) offre spread più bassi ma su un deficit strutturale di più anni.

Entrambe le zone sono limitate dalla trasmissione. Quando la domanda locale supera l’offerta e la capacità di importazione, i prezzi in tempo reale schizzano e le batterie disponibili possono cogliere opportunità di arbitraggio multi-orarie.

In Status Quo, la Zona J affronta 6–13 ore di deficit di sicurezza della trasmissione per ogni giorno di picco estivo fino al 2030, con una domanda che supera l’offerta di 500–1.130 MW. La finestra di deficit della Zona K è più breve: 1–4 ore, con carenze di 39–254 MW. Durante questi eventi di deficit intraday, NYISO dovrebbe attivare generazione di emergenza per soddisfare la domanda locale ed evitare interruzioni di carico.

Anche con tutti i progetti pianificati online, la Zona J resta a rischio: 68 MW per 5 ore nel 2029, che crescono a 148 MW per 6 ore nel 2030. I margini della Zona K diventano positivi una volta che Propel NY si collega.

Questa differenza nella durata della scarsità spiega perché il potenziale di spread nella Zona J persiste più a lungo.

Le finestre di deficit di 6–13 ore previste nella Zona J creano condizioni simili per spread prolungati. Quelle di 1–4 ore della Zona K offrono picchi più elevati ma più acuti.

Quanto durerà l’opportunità per i nuovi BESS?

Entrambe le zone sono limitate dalla trasmissione. Quando i margini si avvicinano allo zero, i prezzi in tempo reale schizzano e le batterie disponibili possono cogliere opportunità di arbitraggio multi-orarie. La domanda è: quanto dureranno questi vincoli in ciascuna zona?

Gli abbonati alla Ricerca di Modo Energy possono leggere l’articolo completo per scoprire se i fattori che guidano questi spread cambieranno e quanto rimarrà aperta la finestra di opportunità per i BESS.

I generatori obsoleti della Zona J ampliano gli spread TB nelle ore di massimo carico

La flotta di turbine a vapore di NYC ha un’età media di 66 anni, mentre la flotta fossile statale ha una media di 43 anni. In confronto, la flotta ISO-NE ha una media di 29 anni e quella ERCOT di 32 anni.

Entro il 2030, NYC perderà quasi 1 GW di capacità fossile a causa di pensionamenti e standard climatici. Trasmissione ed eolico offshore non sostituiscono completamente questa capacità. L’eolico offshore riceve solo il 10% di accreditamento al picco estivo. I nuovi collegamenti di trasmissione difficilmente supporteranno il sistema durante i picchi di carico, sia per la capacità limitata di esportazione sia per la mancanza di obblighi contrattuali (CPHE fornisce energia solo in estate). Servire il carico in una zona vincolata dalla trasmissione richiede approvvigionamento locale: generazione, accumulo o demand response fisicamente all’interno del vincolo.