​Der Umsatzmix für Batterien (BESS) in ISO-NE verändert sich in den nächsten zwei Jahrzehnten grundlegend. Kurzfristig führen Nebendienstleistungen, während Energiearbitrage mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien an Wert gewinnt und die Kapazitätserlöse durch saisonale Akkreditierungsreformen sinken. Anlagen in Massachusetts stechen hervor, da Clean Peak-Zertifikate den gesamten Markterlös übertreffen können.

Dieser Ausblick basiert auf Modo Energys Q3 2026 ISO-NE-Modell bis 2049. Alle Preise sind in realen 2025-US-Dollar angegeben.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Last in ISO-NE erreicht 2038 ihren Winterhöhepunkt. Wärmepumpen und E-Fahrzeuge treiben diesen Wandel und verändern Zeitpunkt und Wert des Batterieeinsatzes.
• Massachusetts BESS erzielt 2032 einen maximalen gestapelten Umsatz von über 300.000 $/MW-Jahr, bevor der Wert bis 2049 auf unter 250.000 $/MW-Jahr sinkt.
• Nebendienstleistungen dominieren die BESS-Erlöse bis 2038. Ab 2039 wird Energiearbitrage zur größten Einnahmequelle.
• 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.
• Die Kapazitätserlöse sinken mit den Marktreformen ab 2028. Saisonale Akkreditierung gibt vierstündigen Batterien weniger Wert, insbesondere im Winter, und erhöht den relativen Wert von Langzeitspeichern.
• Clean Peak-Zertifikate verändern den Stack in Massachusetts. Eine Batterie in Massachusetts kann 2030 allein durch Clean Peak 159.000 $/MW-Jahr verdienen – mehr als der gesamte Umsatzstack eines vergleichbaren Assets in Maine (141.000 $/MW-Jahr).

ISO-NE wird zu einem wintergeprägten System

ISO-NE weist das geringste Lastwachstum aller östlichen ISOs auf. Die Nettojahreslast steigt bis 2046 um 36,8 % (von 117 auf 160 TWh), während in PJM und MISO 811 bzw. 426 TWh hinzukommen. Die Form der Lastkurve verändert sich jedoch saisonal am stärksten.

Die Spitzenlasten im Winter und Sommer kreuzen sich 2038. Wärmepumpen sind der Haupttreiber, sie erhöhen die modellierte Winterspitze 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.

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

ISO-NEs Ausbau-Mix: Erneuerbare mit gesicherter Kapazität für den Winterbedarf ab Ende der 2030er

Bis 2029 besteht der verpflichtete Ausbau von ISO-NE aus dem Netzanmelderegister hauptsächlich aus BESS und Offshore-Wind. Es sind 4,7 GW an erwarteten Zubauten geplant, davon 98 % Wind, Solar, Speicher und Wasserkraft. Batterien führen mit 1,8 GW, davon 76 % in Massachusetts und gefördert durch Clean Peak. Offshore-Wind liefert weitere 1,7 GW. Neue thermische Kapazitäten mit Netzanschlussvertrag für 2030 gibt es nicht.

Ab 2030 priorisiert das Kapazitätserweiterungsmodell (CEM) zuverlässige Kapazität für Winterspitzen. Bis 2049 werden kumuliert 10,9 GW Gas gebaut. Dieses Gas stellt neue gesicherte und Spitzenlastkapazität für das winterdominierte System bereit. Solar wird nur bis 2035 vor dem Spitzenwechsel gebaut.

Insgesamt summieren sich Windzubauten zwischen 2026 und 2049 auf 19,3 GW: 9,8 GW Offshore, 9,4 GW Onshore. Abgesehen von benannten und erwarteten Offshore-Windprojekten aus dem Register beginnt der Bau von Offshore-Wind erst ab 2036. Onshore-Wind wird kontinuierlich ausgebaut, vor allem in Maine, was auf staatliche Ausschreibungen und Flächenverfügbarkeit zurückzuführen ist. Die maximalen Zubauraten im Modell sind durch die wirtschaftlichen und Übertragungsnetzstudien von ISO-NE begrenzt.

Das Modell baut Wind aus mehreren Gründen aus:

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

RGGI und zusätzliche regulatorische Kosten in Massachusetts machen Gas-Investitionen 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 sorgt für einzigartige Preismuster

Erdgas soll 2027 rund 35 % der ISO-NE-Erzeugung liefern, während Wind (Onshore und Offshore zusammen) 11 % erreicht. Dieses Verhältnis kehrt sich bis 2039 um, wenn Wind gemeinsam Gas als größte Stromquelle im System überholt.

Die Windstromerzeugung wächst im Prognosezeitraum fast auf das Zehnfache – von 12,7 TWh in 2027 auf 74,7 TWh bis 2049. Auch die Gaserzeugung steigt von 40 auf 46 TWh, doch ihr Anteil sinkt auf 25 %, da die Gesamterzeugung steigt. Mehr Wind im System erhöht die Preisvolatilität und schafft Arbitragemöglichkeiten für BESS.

Die Windressourcen Neuenglands sind im Winter am stärksten, was den Lastspitzenwechsel unterstützt. Mit der Verlagerung der Spitzenlast in den Winter gleicht mehr Wind im System das Defizit aus und drückt schließlich die LMPs.

Die Gaspreise in ISO-NE sind an den Algonquin Citygate gebunden, einen im Winter traditionell volatilen Handelspunkt. Dieses pipelinebeschränkte Zentrum ist im Winter ein wichtiger Preistreiber, insbesondere bei Extremwetter. Aufgrund von Versorgungsengpässen und Preisschwankungen greift ISO-NE bei Knappheit häufig auf Öl zurück. Ölkraftwerke bieten zu hohen Preisen an, da Brennstoffe teuer sind und sie unabhängige Kapazitätszahlungen erhalten – sie laufen nur wenige Male im Jahr, wenn die LMPs deutlich über dem Normalwert liegen. Diese regionale Marktbesonderheit sorgt langfristig für Preisspitzen und Spreads, trotz des Ausbaus von Wind- und Solarkapazitäten.

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

Die untenstehenden Last- und Preiskurven zeigen, dass die abendliche Winterspitze von 2027 bis 2045 um 8 GW ansteigt. Beide Jahreszeiten verbinden diesen abendlichen Anstieg mit einer tieferen Mittagsdelle, 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 mehr als verdoppelt wird. Der Großteil der Solarenergie wird in Stunden erzeugt, in denen die Wärmepumpen- und E-Fahrzeuglast zwischen Morgen- und Abendspitze sinkt. Obwohl die Spitzenlast 2038 vom Sommer auf den Winter wechselt, überschreitet die durchschnittliche Tageshöchstlast diesen Punkt schon früher.

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Rund-um-die-Uhr-Preise

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