今月のNYISO基準価格の動きは、各ゾーンのリファレンスキャパシティ価格（RCP）を決定するキャパシティ市場に密接に連動していました。

ニューヨーク市の基準価格は前年比13％減の$115/MW-日となりました。Champlain Hudson Power Express（CHPE）からの輸入により、同市のキャパシティ価格は21％下落しました。

ロングアイランドの基準価格は30％上昇し、$99/MW-日となりました。ロングアイランドのキャパシティは引き続き州全体とは別にクリアされ、昨年9月比で72％高い価格となりました。これは2つの要因によるもので、NYISOがロングアイランドのキャパシティ要件をピーク負荷の106.5％から110.3％に引き上げたことと、82MWのPinelawn発電所が引退したことが挙げられます。

アップステートおよびハドソンバレーの基準価格は8月比で2～7％上昇しましたが、価格の変動性は低下しました。これは、Hydro-Québecが州全体のオークションにキャパシティを供給しなかったため、Rest of Stateのキャパシティ価格が32％上昇したためです。

エネルギー裁定の可能性は低く、TB4スプレッド（各日の最も高い4時間と最も安い4時間の価格差）は13カ月ぶりの低水準となりました。Day-Ahead TB4は、各ゾーンのリファレンスエネルギー裁定価格（REAP）を決定し、リファレンスノードでの平均は$100/MW-日でした。リアルタイムのスプレッドはほとんどの日でDay-Aheadを下回りましたが、9月中旬の3日間が月間リアルタイム平均をDay-Aheadより14％上回る要因となりました。

主なポイント

• ニューヨーク市の基準価格は前年比13％減の$115/MW-日。キャパシティ価格は$12.39/kW-月で、昨年9月より21％低下。CHPEが7月からキャパシティを供給しています。
• ロングアイランドの基準価格は前年比30％増の$99/MW-日。キャパシティ余剰は277MWに半減し、$10.13/kW-月でクリア、Rest of Stateより70％高い水準です。
• アップステートおよびハドソンバレーの基準価格は8月比2～7％上昇。Rest of Stateのキャパシティ価格は32％上昇し、$5.97/kW-月。Hydro-Québecのスポットオークション落札量は523MWからゼロに減少。
• Day-Ahead TB4の平均は$100/MW-日で、13カ月ぶりの低水準。リアルタイムスプレッドは3日間の影響でDay-Aheadより14％高い平均となりました。

キャパシティが各ゾーンの基準価格の60～76％を構成

9月、RCPはニューヨーク市の基準価格の76％を占めました。他のゾーンでも60～71％を構成しています。5月から8月にかけては、RCPの構成比は42～72％でした。

前年比で基準価格はダウンステートで下落し、アップステートでは安定しました。ニューヨーク市とロングアイランドでは、RCPの変動幅がREAPより大きく、ニューヨーク市のRCPは$16/MW-日下落、REAPは$1/MW-日下落。ロングアイランドのRCPは$27/MW-日上昇、REAPは$4/MW-日下落となりました。

アップステートでは、両者がほぼ相殺し合いました。RCPは$3～4/MW-日上昇、REAPは$1～6/MW-日下落です。

Hydro-Québecがニューヨーク市で余剰キャパシティを増やし、アップステートで減少

ニューヨーク市のキャパシティオークションは9月に$12.39/kW-月でクリアされ、昨年の$15.73/kW-月より21％低い水準でした。Hydro-Québecの電力をニューヨーク市に運ぶCHPEは、7月のオークション以降Zone Jにキャパシティを供給しています。都市の要件を上回るキャパシティは、昨年9月の629MW（7.7％）から866MW（10.2％）に増加。余剰が大きくなったため、ゾーンの価格は下落しました。

Rest of StateのUCAPは$5.97/kW-月で、昨年9月の$5.89/kW-月とほぼ同水準ですが、8月比では32％上昇しました。Hydro-Québecは8月のスポットオークションで523MWをクリアし、9月はゼロ、これは2025年9月と同じです。これが州全体の余剰がほぼすべて減少した理由です。余剰は2.2GWから1.7GW（要件比5.1％）に減少しました。