今月のNYISO基準価格の動きはキャパシティ市場と密接に連動しており、各ゾーンの基準キャパシティ価格（RCP）が設定されました。

ニューヨーク市の基準価格は前年比13%下落し、$115/MW日となりました。Champlain Hudson Power Express（CHPE）経由の輸入がキャパシティ価格を21%押し下げたためです。

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。州内の他地域とは別にキャパシティが清算され、昨年9月比で72%高い価格となりました。これは2つの変化によるものです。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、82MWのPinelawn発電所が退役したためです。

アップステートおよびハドソンバレーの基準価格は8月比で2%から7%上昇しましたが、価格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。

エネルギー裁定取引の可能性は低く、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か月ぶりの低水準となりました。Day-Ahead TB4は各ゾーンの基準エネルギー裁定価格（REAP）を決定し、リファレンスノードで平均$100/MW日でした。リアルタイムのスプレッドは多くの日で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%高く押し上げました。

主なポイント

• ニューヨーク市の基準価格は前年比13%下落し、$115/MW日。キャパシティ価格は$12.39/kW月で、昨年9月比21%低下。CHPEが7月から市内にキャパシティを供給。
• ロングアイランドの基準価格は前年比30%上昇し、$99/MW日。キャパシティ余剰は277MWに半減し、$10.13/kW月で清算、Rest of Stateより70%高い。
• 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%から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受賞量は523MWからゼロに。
• Day-Ahead TB4は平均$100/MW日で、13か月ぶりの低水準。リアルタイムスプレッドは9月中旬の3日間の影響でDay-Aheadより平均14%高くなった。

キャパシティは全ゾーンの基準価格の60%〜76%を構成

9月のニューヨーク市では、RCPが基準価格の76%を占めました。他のゾーンでも60%〜71%を占めています。5月から8月は、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の動きが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。

アップステートでは両者がほぼ相殺。RCPは$3/MW日から$4/MW日上昇、REAPは$1/MW日から$6/MW日下落。

Hydro-Québecがニューヨーク市でキャパシティ余剰を増加、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月で清算され、昨年の$15.73/kW月から21%下落しました。CHPEはHydro-Québecの電力をニューヨーク市に供給し、7月のオークション以降Zone Jにキャパシティを提供しています。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。余剰が増えたことで価格が下落しました。

Rest of StateのUCAPは$5.97/kW月で、昨年9月の$5.89/kW月とほぼ同じですが、8月比では32%上昇。Hydro-Québecは8月のスポットオークションで523MWを落札しましたが、9月はゼロで、2025年9月と同じです。これが州全体の余剰減少のほぼ全てを説明します。余剰は2.2GWから1.7GW（要件比5.1%）へ減少しました。