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

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

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

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

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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 Szenarien für Preise, Kapazität, Erlöse und Ausbau: die Vorhersageebene bis 2050.
• Die ME BESS Benchmark-Simulation. Pro ISO 5-minütige simulierte Fahrpläne und Erlöse je Markt: die Backtest-Ebene für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Nodal- und Zonenpreise für jede ISO, Day-Ahead (stündlich) und Realzeit (5-minütig).
• Reserven und Regelenergie. Day-Ahead- und Realzeit-Abrechnungspreise für Nebenprodukte jeder ISO, einschließlich Ergebnisse des PJM-Regelenergiemarktes 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, um Preisbewegungen bis zum Grenzkraftwerk nachverfolgen zu können.
• Kraftwerks- und Generatorendaten. EIA-860 Generatorenbestand (Nennleistung, Technologie, Eigentümer, Status, Standort) und 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 Datenstack gestellt wurden. Ko hat das SQL generiert, die Daten abgefragt und die Analyse erstellt. Alle Diagramme wurden aus derselben Ko-Antwort erstellt.

Marktanalysten: Vergleich von Spreads zwischen ISOs

Ergebnis:

In allen drei Märkten lagen die Realzeit-Spreads im Mai 2026 über den Day-Ahead-Spreads, was bestätigt, dass wetterbedingte Knappheit systematisch schwer einen Tag im Voraus vorherzusagen ist. Absolut gesehen wies PJM mit etwa 155 $/MW-Tag (Realzeit 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) den größten Aufschlag auf, was das Ausmaß des Mid-Atlantic-Spikes widerspiegelt.

Prozentual war der Aufschlag in ISO-NE mit 83 % am höchsten (Realzeit 214 $ gegenüber Day-Ahead 117 $). Neuengland ist ein dünner, stark eingeschränkter Markt, in dem unerwartete Nachfragespitzen zu überproportionalen Realzeitbewegungen führen. MISO Indiana lag mit 60 % dazwischen (Realzeit 218 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 136 $/MW-Tag). Für Analysten ist PJM in absoluten Zahlen der lukrativste Realzeitmarkt, während ISO-NE den größten relativen Vorteil bietet.

Ergebnis:

Sechs Monate nach der Regulierungsreform im Oktober 2025 ist Regelenergie nicht mehr nur ein Zusatz, sondern der Hauptbestandteil eines BESS-Erlösstacks. Im Mai 2026 lag das modellierte Stack für eine 4-Stunden-Batterie bei 73 $/kW-Monat: Regelenergie 56 $/kW-Monat (77 %), Realzeit-Energiearbitrage 12 $/kW-Monat (16 %) und Kapazität 5 $/kW-Monat (7 %). Regelenergie cleart bei 97 $/MWh, 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 bei etwa 20 $/kW-Monat; danach bei etwa 62 $/kW-Monat.

Das praktische Fazit für Analysten: Regelenergie ist das strukturelle Fundament und sollte immer zuerst und kontinuierlich geboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig ist. Phase 2 der Reform, geplant für Oktober 2026, wird das Signal in separate Produkte für Regulation Up und Regulation Down (RegUp und RegDown) 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 Mittlere Atlantik: Virginia (DOM) erzielte einen Realzeit-Top-Bottom-Spread von etwa 916 $/MW-Tag, ein Anstieg um 118 %, fast viermal so hoch wie Pennsylvania (PPL) mit rund 232 $/MW-Tag. Baltimore (BGE) erreichte etwa 631 $/MW-Tag (plus 124 %) und Washington DC (PEPCO) etwa 614 $/MW-Tag (plus 89 %).

Der Aufschlag ist strukturell bedingt. Anhaltende Netzengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern die Preisdifferenzen bei jedem Knappheitsereignis. Die Hitzewelle belastete die Engpässe genau dort, wo sie am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd erreichten weniger als ein Drittel des Spreads von Virginia.

Ergebnis:

Im zentralen Szenario von Modo gehen die drei Märkte ab Mitte der 2030er stark auseinander. NYISO vervierfacht sich etwa von heute 6 $/kW-Monat auf einen Höchststand von 24 bis 25 $/kW-Monat um 2040 bis 2045, getrieben durch Rechenzentren und Elektrifizierung in einem der restriktivsten Ausbaugebiete der USA. PJM erreicht den Höchststand früher, etwa 2030 bis 2033 bei 18 bis 21 $/kW-Monat, wenn die große Anschlusswarteschlange abgearbeitet ist, fällt dann aber bis 2045 unter 5 $/kW-Monat, da das Angebot die Nachfrage übersteigt.

MISO bleibt bis in die 2040er im unteren bis mittleren einstelligen Bereich, bevor es ansteigt. Für eine 4-Stunden-Batterie entspricht der Kapazitätserlös bis 2029 grob dem Clearingpreis mal qualifizierte Kapazität.

NYISO Downstate-Zonen erzielen für Sommer 2026 bereits einen Rekord von 32,6 $/kW-Monat, und im zentralen Szenario steigt dieser Trend fast zwei Jahrzehnte weiter, wobei ein schnellerer Ausbau oder geringere Nachfrage den Höhepunkt vorverlegen könnten. PJM-Projekte müssen hingegen vor dem frühen 2030er-Höchststand ans Netz gehen.

Energiehändler: Wo aktuell Wert abgeschöpft werden kann

Ergebnis:

MISO verzeichnete im Februar 2026 zwei deutliche Day-Ahead-Preisspitzen. Das Hauptereignis war Wintersturm Fern am 1. und 2. Februar, als eine Heiznachfragewelle im Mittleren Westen auf 11.000 bis 13.300 MW erzwungene thermische Ausfälle und geringe Windleistung traf. Der Day-Ahead-Peak-Hub erreichte am 2. Februar 217 $/MWh, und der Echtzeitpreis am Indiana Hub lag bei über 1.100 $/MWh.

Nordhubs erzielten im Monatsdurchschnitt 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 $ im Süden, ein Unterschied von rund 20 $/MWh durch Netzengpässe. Ein zweiter, lokaler Preissprung am 24. Februar hob den Peak-Hub kurzzeitig auf 218 $/MWh, während der Tagesdurchschnitt bei etwa 39 $ blieb. Nebenleistungen bewegten sich mit dem Energiemarkt: Echtzeit-Regelenergie cleart am 2. Februar bei 94 $/MWh.

Ko verbindet Ihre Fragen mit Echtzeitdaten von Modo Energy

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko eine Frage schneller zu den relevanten Daten und Analysen als der manuelle Weg. Der Nutzen ist besonders deutlich, wenn eine Frage marktübergreifend oder über den gesamten Erlösstack gestellt wird: Ko identifiziert die Tabelle, liefert das Ergebnis und erklärt die Bedeutung im Kontext. Ko ersetzt keine Analystenentscheidungen. Es hilft, die erste Antwort zu testen, die zugrunde liegenden Daten sichtbar zu machen und zu zeigen, wo eine tiefere Analyse nötig ist.