​Der Umsatzmix von Batterien im ISO-NE-Markt verändert sich in den kommenden zwanzig Jahren deutlich. Kurzfristig dominieren Nebenleistungen, während Energiearbitrage mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien an Bedeutung gewinnt und Kapazitätserlöse durch saisonale Akkreditierungsreformen sinken. 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

• Der Strombedarf im ISO-NE verschiebt sich ab 2038 auf einen Winter-Peak. Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge treiben diese Entwicklung voran und verändern sowohl den Zeitpunkt als auch den Wert des Batterieeinsatzes.
• BESS in Massachusetts erreicht im Jahr 2032 einen maximalen gestapelten Erlös von über 300.000 $/MW-Jahr, bevor dieser bis 2049 auf unter 250.000 $/MW-Jahr sinkt.
• Nebenleistungen bleiben bis 2038 die wichtigste Erlösquelle für BESS. Ab 2039 wird Energiearbitrage zum größten Marktumsatztreiber.
• Das Wachstum erneuerbarer Energien verstärkt die Top-Bottom-(TB4)-Spreads und Energieerlöse. Staatliche Beschaffung, CO₂-Bepreisung und der Ausbau der Windenergie vergrößern die Spreads im Zeitverlauf.
• Kapazitätserlöse sinken mit den Marktreformen ab 2028. Die saisonale Akkreditierung gibt Batterien mit vier Stunden Dauer besonders im Winter weniger Wert und erhöht gleichzeitig den relativen Wert von Langzeitspeichern.
• Clean Peak-Zertifikate verändern die Erlösstruktur in Massachusetts. Eine Batterie in Massachusetts kann 2030 allein durch Clean Peak 159.000 $/MW-Jahr verdienen – mehr als der gesamte Erlösstack eines vergleichbaren Assets in Maine (141.000 $/MW-Jahr).

ISO-NE wird zu einem winterdominanten System

ISO-NE verzeichnet das geringste Lastwachstum aller östlichen ISOs. Die jährliche Nettolast steigt bis 2046 um 36,8 % (von 117 auf 160 TWh), während im PJM und MISO 811 bzw. 426 TWh hinzukommen. Allerdings ändert sich die saisonale Lastverteilung hier am stärksten.

Winter- und Sommerhöchstlast überschneiden sich ab 2038. Wärmepumpen treiben die Verschiebung und erhöhen den modellierten Winter-Peak bis 2045 um etwa 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.

Siehe Modo Energys ISO-NE Lastprognose 2046 für eine detaillierte Aufschlüsselung der Annahmen und Treiber.

Der Ausbau-Mix von ISO-NE: Erneuerbare plus gesicherte Kapazität für die Winterbedarfe der späten 2030er

Bis 2029 besteht der verpflichtete Ausbau aus der Anschluss-Warteschlange von ISO-NE überwiegend aus BESS und Offshore-Wind. Es werden 4,7 GW an neuen Anlagen erwartet, davon 98 % Wind, Solar, Speicher und Wasserkraft. Batterien führen mit 1,8 GW, davon 76 % in Massachusetts und gefördert durch Clean Peak. Offshore-Wind bringt weitere 1,7 GW. Keine neue thermische Kapazität hat eine verbindliche Anschlussvereinbarung für 2030.

Ab 2030 priorisiert das Kapazitätserweiterungsmodell (CEM) gesicherte Leistung für Winter-Peaks. Bis 2049 werden kumuliert 10,9 GW Gas gebaut. Dieses Gas liefert neue gesicherte und Spitzenlastkapazitäten für das winterdominierte System. Solar wird nur bis 2035 vor dem Peak-Wechsel weiter ausgebaut.

Insgesamt werden zwischen 2026 und 2049 19,3 GW Wind zugebaut: 9,8 GW Offshore, 9,4 GW Onshore. Abgesehen von benannten und erwarteten Offshore-Windprojekten aus der Warteschlange beginnt der Ausbau auf See erst ab 2036. Onshore-Wind wird kontinuierlich gebaut, mit Schwerpunkt in Maine aufgrund staatlicher Ausschreibungen und Flächenverfügbarkeit. Die maximalen Ausbauwerte im Modell sind durch ISO-NE wirtschaftliche und transmissionstechnische Studien limitiert.

Der Windenergieausbau erfolgt aus mehreren Gründen:

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

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

Wind verändert den Erzeugungsmix und prägt neue Preismuster

Erdgas soll 2027 noch 35 % der ISO-NE-Stromerzeugung liefern, während Wind (on- und offshore) auf 11 % kommt. Dieses Verhältnis kehrt sich bis 2039 um, wenn Wind gemeinsam Gas als größte Erzeugungsquelle im System überholt.

Die Windproduktion steigt im Prognosezeitraum fast um das Zehnfache, von 12,7 TWh im Jahr 2027 auf 74,7 TWh im Jahr 2049. Auch die Gasproduktion wächst, von 40 auf 46 TWh, aber ihr Anteil am Mix sinkt auf 25 %, da die Gesamterzeugung stärker zunimmt. Mehr Wind im System erhöht die Preisvolatilität und schafft Arbitragemöglichkeiten für BESS.

Das Windpotenzial Neuenglands ist im Winter am stärksten und gleicht damit die Verschiebung des Peaks aus. Wenn der Peak in den Winter wandert, kompensiert mehr Wind im System den Mehrbedarf und drückt schließlich die LMPs.

Die Gaspreise im ISO-NE orientieren sich am Algonquin Citygate, einem im Winter traditionell volatilen Handelspunkt. Der dominante, pipelinebeschränkte Knoten der Region ist im Winter ein wichtiger Preistreiber, insbesondere bei Extremwetter. Aufgrund von Lieferengpässen und Preisschwankungen setzt ISO-NE bei Knappheit oft auf Öl. Öl-Spitzenlastkraftwerke bieten zu hohen Preisen an, da die Brennstoffkosten hoch sind und sie eigene Kapazitätszahlungen erhalten – sie laufen daher nur wenige Male im Jahr, wenn die LMPs weit über dem Normalniveau liegen. Diese lokale Markteigenschaft sorgt langfristig für Preisspitzen und Spread-Ausweitung, auch bei Ausbau von Wind- und Solarkapazitäten.

Erzeugungs- und Tageslastprofile sorgen für höhere TB-Spreads in den 2030er und 2040er Jahren

Die untenstehenden Last- und Preisprofile zeigen, dass der abendliche Winter-Peak von 2027 bis 2045 um 8 GW zunimmt. Beide Saisons verbinden diesen Anstieg am Abend mit einem immer tieferen Mittags-Tief, da die Solarproduktion um die Mittagszeit im Winter von 1,7 auf 4,1 GW und im Sommer von 2,2 auf 5,1 GW steigt. Der Großteil des Solarstroms fällt in die Stunden, in denen Wärmepumpen- und EV-Last zwischen Morgen- und Abendpeak abnimmt. Auch wenn der Spitzenwert ab 2038 vom Sommer auf den Winter wechselt, verschiebt sich der durchschnittliche Tagespeak schon früher.

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

ATC-Preise steigen in allen Zonen bis Anfang der 2030er, da die Nachfrage wächst und die Kapazität knapp wird, driften dann aber auseinander. In Maine sinken sie von etwa 80 $/MWh im Jahr 2032 auf 33 $/MWh bis 2049, da neuer Onshore-Wind die Preise in Nord-Neuengland drückt. Connecticut, Massachusetts und Rhode Island bleiben näher bei 66 $/MWh, da Übertragungsengpässe verhindern, dass günstiger Strom aus dem Norden in den Süden gelangt.