Die Konsolidierung und der Vergleich von Batterieerlösen über die vier ISOs des Eastern Interconnection ist selten unkompliziert. Anders als ERCOT, einem reinen Energiemarkt, kombiniert die Region Kapazitätszahlungen mit Energie- und Reserveerlösen. Ko führt diese Datensätze im Terminal zusammen.

PJM, MISO, NYISO und ISO-NE bewerten die Erlösstruktur jeweils unterschiedlich. Ohne vollständigen Überblick ist leicht zu übersehen, warum zwei Batterien in derselben Woche sehr unterschiedliche Ergebnisse erzielten.

Ko kann Spreads über Märkte hinweg vergleichen, analysieren, wo und wann gebaut werden sollte, und Ursachen von Preisspitzen identifizieren, um Handelsstrategien zu bestimmen. Stellen Sie eine Frage auf Englisch: Ko findet die passende Tabelle, schreibt das SQL, fragt Live-Daten ab und erklärt das Ergebnis.

Dieser Leitfaden zeigt fünf ausgearbeitete Beispiele für Analysten, Entwickler und Energiehändler. In jedem Fall zeigen wir die Eingabeaufforderung, ein Diagramm basierend auf den von Ko gelieferten Daten und die daraus gewonnenen Erkenntnisse.

Starten Sie kostenlos mit Ko hier.

Auf welche Daten des Eastern Interconnection hat Ko Zugriff?

Modo Energy hat Ko mit dem EI-Marktstack über alle vier ISOs integriert.

• Prognosen. Modo's zentrale Szenarioprojektionen zu Preisen, Kapazität, Erlösen und Ausbau: der Forward-Layer bis 2050.
• Die ME BESS Benchmark-Simulation. Pro-ISO 5-Minuten-Simulationen zu Dispatch und Erlösen je Markt: der Backtest-Layer für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Nodal- und Zonenpreise (lokale Grenzkosten) für jede ISO, Day-Ahead (stündlich) und Real-Time (5-Minuten).
• Reserven und Regelenergie. Day-Ahead- und Real-Time-Clearingpreise für Nebenprodukte jeder ISO, einschließlich PJM-Regelenergiemarkt und abgerufene Reserven.
• Last. Tatsächliche und Echtzeit-Nachfrage für PJM, MISO, NYISO und ISO-NE.
• Erzeugung nach Brennstofftyp. Echtzeit- und stündlicher Brennstoffmix für alle vier ISOs, sodass Preisbewegungen den marginalen Erzeugern zugeordnet werden können.
• Anlagen- und Generatorendaten. EIA-860 Generatorinventar (Nennleistung, Technologie, Eigentümer, Status, Standort) sowie EIA-923 Nettoerzeugung und Brennstoffverbrauch.
• Knoten- und Zonenreferenz. Knotenlisten, Knoten-zu-Zone- und Reserve-Subzonen-Zuordnung.

Die folgenden Beispiele wurden erstellt, indem Ko Fragen zu diesem Stack gestellt wurden. Ko generierte das SQL, fragte die Daten ab und erstellte die Analyse. Alle Diagramme wurden aus derselben Ko-Antwort neu erstellt.

Marktanalysten: Spreads zwischen ISOs vergleichen

Ergebnis:

In allen drei Märkten lagen die Real-Time-Spreads im Mai 2026 über den Day-Ahead-Spreads. Das bestätigt, dass wetterbedingte Knappheit systematisch schwer einen Tag im Voraus vorherzusagen ist. Absolut gesehen verzeichnete PJM mit etwa 155 $/MW-Tag (Real-Time 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) die größte Prämie, was die Ausprägung des Mid-Atlantic-Spikes widerspiegelt.

Prozentual war die Prämie in ISO-NE mit 83 % am höchsten (Real-Time 214 $ gegenüber Day-Ahead 117 $). Neuengland ist ein kleiner, begrenzter Markt, in dem unerwartete Nachfragespitzen zu überproportionalen Real-Time-Ausschlägen führen. MISO Indiana lag mit 60 % dazwischen (Real-Time 218 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 136 $/MW-Tag). Für Analysten ist PJM der lukrativste Real-Time-Markt in absoluten Zahlen, während ISO-NE den größten prozentualen Vorteil bietet.

Ergebnis:

Sechs Monate nach der Neugestaltung des Regelenergiemarkts im Oktober 2025 ist Regelenergie kein Zusatz mehr, sondern der Hauptbestandteil des BESS-Ertragsstapels. Im Mai 2026 lag der modellierte Stack für eine 4-Stunden-Batterie bei 73 $/kW-Monat: Regelenergie 56 $/kW-Monat (77 %), Real-Time-Energiearbitrage 12 $/kW-Monat (16 %) und Kapazität 5 $/kW-Monat (7 %). Regelenergie wurde mit 97 $/MWh abgerechnet, weniger als die 104 $ im April, aber 3,4-mal so hoch wie die 29 $/MWh im Mai 2025. Vor der Reform lag der Durchschnitt der Flotte bei etwa 20 $/kW-Monat; nach der Reform bei etwa 62 $/kW-Monat.

Das praktische Fazit für Analysten: Regelenergie ist das strukturelle Fundament und sollte zuerst und kontinuierlich geboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig ist. Phase 2 der Reform, geplant für Oktober 2026, wird das Signal in separate RegUp- und RegDown-Produkte aufteilen, was die Clearingpreise neu verteilen könnte.

Entwickler: Wo und wann mit Ko bauen

Ergebnis:

Die Wahl der Zone ist eine der wichtigsten Standortentscheidungen in PJM. Im Mai 2026 dominierte der Mid-Atlantic: Virginia (DOM) erzielte einen Real-Time-Top-Bottom-Spread von etwa 916 $/MW-Tag, ein Anstieg um 118 %, fast viermal so viel wie Pennsylvania (PPL) mit etwa 232 $/MW-Tag. Baltimore (BGE) erreichte etwa 631 $/MW-Tag (plus 124 %) und Washington DC (PEPCO) etwa 614 $/MW-Tag (plus 89 %).

Die Prämie ist strukturell. Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern bei jedem Knappheitsereignis die Preisdifferenzen. Die Hitzewelle traf die Engpässe genau dort, wo sie am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd erzielten weniger als ein Drittel des Spreads von Virginia.

Ergebnis:

Im zentralen Szenario von Modo entwickeln sich die drei Märkte ab Mitte der 2030er Jahre stark auseinander. NYISO vervierfacht sich von heute etwa 6 $/kW-Monat auf einen Höchststand von rund 24 bis 25 $/kW-Monat um 2040 bis 2045, getrieben durch Rechenzentren und Elektrifizierung in einer der restriktivsten Ausbauregionen der USA. PJM erreicht den Höhepunkt früher, um 2030 bis 2033, mit etwa 18 bis 21 $/kW-Monat, wenn die große Interconnection-Queue realisiert wird, und fällt dann bis 2045 auf unter 5 $/kW-Monat, da das Angebot die Nachfrage übersteigt.

MISO bleibt bis in die 2040er Jahre im niedrigen bis mittleren einstelligen Bereich, bevor es ansteigt. Für eine 4-Stunden-Batterie entspricht der Kapazitätserlös bis 2029 in etwa dem Clearingpreis multipliziert mit der qualifizierten Kapazität.

NYISO-Downstate-Zonen erzielen bereits einen Rekordwert von 32,6 $/kW-Monat für den Sommer 2026, und im zentralen Szenario steigt dieser Wert fast zwei Jahrzehnte lang weiter, wobei ein schnellerer Ausbau oder eine schwächere Nachfrage den Höhepunkt vorverlegen könnten. Projekte in PJM müssen hingegen vor dem Höhepunkt der frühen 2030er Jahre in Betrieb gehen.

Energiehändler: Wo jetzt Wert abgeschöpft werden kann

Ergebnis:

MISO verzeichnete im Februar 2026 zwei deutliche Day-Ahead-Preisspitzen. Das Hauptereignis war der Wintersturm Fern am 1. und 2. Februar, als ein starker Heizbedarf im Mittleren Westen auf 11.000 bis 13.300 MW ungeplante thermische Ausfälle und geringe Windproduktion traf. Der Day-Ahead-Peak-Hub erreichte am 2. Februar 217 $/MWh, und im Real-Time am Indiana Hub über 1.100 $/MWh.

Nördliche Hubs lagen im Monatsdurchschnitt bei 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 $ im Süden, ein Unterschied von etwa 20 $/MWh durch Übertragungsengpässe. Ein zweiter, lokalisierter Spike am 24. Februar hob den Peak-Hub kurzzeitig auf 218 $/MWh, während der Tagesdurchschnitt bei etwa 39 $ blieb. Nebenleistungen bewegten sich mit dem Energiemarkt: Real-Time-Regelenergie wurde am 2. Februar mit 94 $/MWh abgerechnet.

Ko verbindet Ihre Fragen mit Echtzeitdaten von Modo Energy

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko Sie von der Frage schneller zur relevanten Analyse als der manuelle Weg. Der Mehrwert zeigt sich besonders, wenn eine Frage marktübergreifend oder über den gesamten Erlösstack gestellt wird: Ko identifiziert die Tabelle, liefert das Ergebnis und erklärt es im Kontext. Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen des Analysten. Es hilft, die erste Antwort zu prüfen, die zugrundeliegenden Daten offenzulegen und zu zeigen, wo eine tiefere Analyse nötig ist.