​Der Umsatzmix von ISO-NE-Batterien verändert sich in den nächsten zwei Jahrzehnten erheblich. Nebenleistungen dominieren kurzfristig, Energiearbitrage gewinnt mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien an Wert, und Kapazitätserlöse sinken durch saisonale Akkreditierungsreformen. Anlagen in Massachusetts stechen hervor, da Clean Peak-Zertifikate den gesamten Markterlös übertreffen können.

Dieser Ausblick basiert auf dem ISO-NE-Modell von Modo Energy für Q3 2026 bis 2049. Alle Preise sind in realen 2025-USD angegeben.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Last von ISO-NE erreicht 2038 ihr Wintermaximum. Wärmepumpen und E-Fahrzeuge treiben diese Entwicklung voran und verändern sowohl Zeitpunkt als auch Wert des Batterie-Einsatzes.
• Massachusetts-BESS erzielt 2032 einen maximalen gestapelten Erlös von über 300.000 USD/MW-Jahr, bevor er bis 2049 unter 250.000 USD/MW-Jahr sinkt.
• Nebenleistungen führen die BESS-Erlöse bis 2038 an. Ab 2039 wird Energiearbitrage zur größten Einkommensquelle.
• Das Wachstum erneuerbarer Energien verstärkt Top-Bottom-(TB4)-Spreads und Energieerlöse. Staatliche Beschaffung, CO₂-Bepreisung und der Wandel hin zu Windkraft weiten die Spreads im Laufe der Zeit aus.
• Die Kapazitätserlöse sinken mit der Einführung von Marktreformen 2028. Die saisonale Akkreditierung bewertet Batterien mit vier Stunden Dauer, insbesondere im Winter, geringer und erhöht den relativen Wert von Langzeitspeichern.
• Clean Peak-Zertifikate verändern die Erlösstruktur in Massachusetts. Eine Batterie in Massachusetts kann 2030 allein mit Clean Peak 159.000 USD/MW-Jahr erzielen – mehr als der gesamte Erlösstack von 141.000 USD/MW-Jahr eines vergleichbaren Assets in Maine.

ISO-NE wird ein winterlastiges System

ISO-NE verzeichnet den geringsten Lastzuwachs aller östlichen ISOs. Die jährliche Nettolast wächst bis 2046 um 36,8 % (von 117 auf 160 TWh), während in PJM und MISO 811 bzw. 426 TWh hinzukommen. Die Lastform ändert sich jedoch saisonal am stärksten.

Die Winter- und Sommerhöchstlasten kreuzen sich 2038. Wärmepumpen treiben diesen Wandel voran und erhöhen den modellierten Winterpeak bis 2045 um rund 9 GW, da Gebäude elektrifiziert werden. ISO-NE prognostiziert nur 132 MW an Rechenzentren im gesamten System – ein Bruchteil des Wachstums in PJM oder MISO.

Eine Aufschlüsselung der Prognosen und Treiber finden Sie in der ISO-NE-Lastprognose 2046 von Modo Energy.

ISO-NEs Ausbau-Mix: Erneuerbare mit gesicherter Kapazität zur Deckung des Winterbedarfs ab den späten 2030ern

Bis 2029 besteht der verbindliche Ausbau von ISO-NE aus der Netzanschluss-Warteschlange hauptsächlich aus BESS und Offshore-Wind. Es werden 4,7 GW erwartet, davon 98 % Wind, Solar, Speicher und Wasserkraft. Batterien führen mit 1,8 GW, davon 76 % in Massachusetts und gestützt durch Clean Peak. Offshore-Wind bringt weitere 1,7 GW. Keine neue thermische Kapazität hat eine verbindliche Netzanschlussvereinbarung mit Ziel 2030.

Ab 2030 priorisiert das Kapazitätserweiterungsmodell (CEM) verlässliche Kapazität für Winterspitzen. Bis 2049 baut das CEM kumulativ 10,9 GW Gas aus. Dieses Gas bietet neue gesicherte und Spitzenkapazität für das winterlastige System. Solar wird nur bis 2035 vor dem Peakwechsel ausgebaut.

Insgesamt summieren sich die Windzugänge 2026–2049 auf 19,3 GW: 9,8 GW Offshore, 9,4 GW Onshore. Neben benannten und erwarteten Offshore-Windprojekten aus der Warteschlange beginnt der weitere Ausbau erst ab 2036. Onshore-Wind wächst stetig, konzentriert in Maine, was staatliche Beschaffung und Flächenverfügbarkeit widerspiegelt. Die maximalen Ausbaumengen im Modell sind auf Basis von ISO-NE-Wirtschafts- und Übertragungsstudien begrenzt.

Das Modell setzt aus mehreren Gründen auf Wind:

1. Alle sechs Neuengland-Staaten nehmen an der Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI) teil,
2. Generatoren in Massachusetts tragen zusätzliche CO₂-Kosten,
3. Die regionale Energieplanung und -beschaffung setzt stark auf Solar, Wind und BESS.

RGGI und zusätzliche Regulierungskosten in Massachusetts machen Gas-Investitionen weniger wettbewerbsfähig, was die Wirtschaftlichkeit von Wind verbessert. BESS und Erneuerbare profitieren zudem von staatlichen Offshore-Wind-Verträgen und RPS-Quoten, die die Pipeline vorantreiben.

Wind verändert den Erzeugungsmix und schafft einzigartige Preismuster

Erdgas wird 2027 voraussichtlich 35 % der ISO-NE-Erzeugung liefern, während Wind (Onshore und Offshore zusammen) auf 11 % kommt. Dieses Verhältnis dreht sich bis 2039 um, wenn Wind gemeinsam Gas als größte Stromquelle im System ablöst.

Die Winderzeugung steigt im Prognosezeitraum fast um das Zehnfache – von 12,7 TWh (2027) auf 74,7 TWh (2049). Auch die Gasproduktion wächst von 40 auf 46 TWh, doch ihr Anteil am Mix sinkt auf 25 %, da die Gesamterzeugung steigt. Mehr Wind im System verstärkt die Preisvolatilität und schafft Arbitragemöglichkeiten für BESS.

Das Windpotenzial in Neuengland ist im Winter am höchsten, was den Peakwechsel unterstützt, indem es die erhöhte Last ausgleicht. Mit der Verlagerung des Peaks in den Winter gleicht mehr Wind im System das Defizit aus und senkt schließlich die LMPs.

Die Gaspreise in ISO-NE orientieren sich am Algonquin Citygate, einem im Winter historisch volatilen Preishub. Dieser pipelinebeschränkte Knoten ist ein wichtiger Preistreiber in den Wintermonaten, besonders bei Extremwetter. Aufgrund von Engpässen und Preisschwankungen setzt ISO-NE bei Knappheit häufig auf Öl. Ölkraftwerke bieten zu hohen Preisen an, da Brennstoffkosten und unabhängige Kapazitätszahlungen teuer sind – sie werden nur wenige Male im Jahr aktiviert, wenn die LMPs weit über dem Normalniveau liegen. Diese lokale Marktdynamik verursacht langfristig Preisspitzen und Spread-Ausweitungen, trotz Ausbau von Wind- und Solarkapazitäten.

Erzeugungs- und Tageslastprofile führen zu höheren TB-Spreads in den 2030er- und 2040er-Jahren

Die untenstehenden Last- und Preisprofile zeigen, dass der abendliche Winterpeak von 2027 bis 2045 um 8 GW steigt. Beide Jahreszeiten verbinden diesen Anstieg mit einer tieferen Mittagsflaute, da die Solarleistung um die Mittagszeit im Winter von 1,7 auf 4,1 GW und im Sommer von 2,2 auf 5,1 GW steigt. Der meiste Solarstrom wird in den Stunden erzeugt, in denen die Last durch Wärmepumpen und E-Fahrzeuge zwischen Morgen- und Abendspitze sinkt. Obwohl der Peak erst 2038 vom Sommer in den Winter wechselt, verschiebt sich das durchschnittliche Tagesmaximum schon früher.

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Rund-um-die-Uhr-Preise steigen in den 2030ern und stabilisieren sich anschließend

ATC-Preise steigen in allen Zonen bis in die frühen 2030er, da die Nachfrage wächst und die Kapazität knapper wird, driften dann aber auseinander. Maine sinkt von etwa 80 USD/MWh (2032) auf 33 USD/MWh (2049), da neuer Onshore-Wind die Preise in Nord-Neuengland drückt. Connecticut, Massachusetts und Rhode Island bleiben näher an 66 USD/MWh, da Übertragungsengpässe verhindern, dass günstigerer Strom aus dem Norden den Süden erreicht.