Die Konsolidierung und der Vergleich von Batterieerlösen in den vier ISOs des Eastern Interconnection sind selten einfach. Anders als ERCOT, ein reiner 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 das vollständige Bild übersieht man leicht, warum zwei Batterien in derselben Woche sehr unterschiedliche Ergebnisse erzielten.

Ko kann Spreads zwischen Märkten bewerten, analysieren, wo und wann sich ein Bau lohnt, und Ursachen für Preisspitzen identifizieren, um Handelsstrategien zu entwickeln. 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 den Prompt, ein auf Ko-Daten basierendes Diagramm und die daraus generierte Erkenntnis.

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Auf welche Daten des Eastern Interconnection hat Ko Zugriff?

Modo Energy hat Ko mit dem Marktdaten-Stack des EI über alle vier ISOs hinweg integriert.

• Prognosen. Modo’s zentrale Szenario-Projektionen zu Preisen, Kapazität, Erlösen und Ausbau: die Forward-Schicht bis 2050.
• Die ME BESS Benchmark-Simulation. Pro-ISO 5-Minuten-Simulation von Fahrplan und Erlösen nach Markt: die Backtest-Schicht für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Lokationsspezifische marginale Preise (nodal und zonal) 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 zugewiesene Reserven.
• Last. Tatsächliche und Real-Time-Nachfrage für PJM, MISO, NYISO und ISO-NE.
• Erzeugung nach Brennstoffart. Real-Time- und stündliche Brennstoffmischung für alle vier ISOs, sodass Preisbewegungen auf die Grenzlast zurückverfolgt werden können.
• Kraftwerks- und Generatorendaten. EIA-860 Generatorenbestand (Nennleistung, Technologie, Eigentümer, Status, Standort) sowie EIA-923 Nettoerzeugung und Brennstoffeinsatz.
• 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 lieferte die Analyse. Alle Diagramme wurden aus derselben Ko-Antwort erstellt.

Marktanalysten: Spreads zwischen ISOs vergleichen

1. Wie viel größer waren im Mai 2026 in PJM, MISO und ISO-NE die Real-Time 4-Stunden-Top-Bottom-Spreads gegenüber Day-Ahead? Wo war der Real-Time-Aufschlag am höchsten?

Ergebnis:

In allen drei Märkten lagen die Real-Time-Spreads im Mai 2026 über den Day-Ahead-Werten. Das bestätigt, dass wetterbedingte Knappheiten systematisch schwer einen Tag im Voraus vorherzusagen sind. Absolut gesehen verzeichnete PJM den höchsten Aufschlag mit etwa 155 $/MW-Tag (Real-Time 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) und spiegelte damit das Ausmaß des Mid-Atlantic-Spikes wider.

Prozentual war der Aufschlag in ISO-NE am höchsten mit 83 % (Real-Time 214 $ gegenüber Day-Ahead 117 $). Neuengland ist ein schmaler, beschränkter Markt, in dem eine unerwartete Nachfragesteigerung zu überproportionalen Real-Time-Bewegungen führt. MISO Indiana lag mit 60 % dazwischen (Real-Time 218 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 136 $/MW-Tag). Für Analysten ist PJM der Real-Time-Markt mit dem höchsten absoluten Ertrag, während ISO-NE den größten prozentualen Vorteil bietet.

2. Wie sollte eine 4-Stunden-Batterie in PJM im Mai 2026 zwischen Regelenergie und Energiearbitrage aufteilen und wie hoch ist der Regelenergie-Clearingpreis?

Ergebnis:

Sechs Monate nach der Regelenergie-Neugestaltung im Oktober 2025 ist Regelenergie kein Zusatz mehr, sondern der Hauptbestandteil des BESS-Erlösstapels. Im Mai 2026 betrug der modellierte Stack für eine 4-Stunden-Batterie 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 gecleart, nach 104 $ im April, aber 3,4-mal so hoch wie im Mai 2025 mit 29 $/MWh. Vor der Neugestaltung lag der Flottendurchschnitt bei etwa 20 $/kW-Monat; nach der Neugestaltung im Schnitt bei etwa 62 $/kW-Monat.

Das praktische Fazit für Analysten: Regelenergie ist das strukturelle Fundament und sollte immer als erstes und kontinuierlich geboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig ist. Phase 2 der Neugestaltung, 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

3. Wie beeinflusst in PJM die gewählte Zone den Real-Time-Top-Bottom-Spread einer 4-Stunden-Batterie? Zonale Rangfolge für Mai 2026.

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 hoch 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 %).

Der Aufschlag ist strukturell bedingt. Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern die Preisunterschiede bei jeder Knappheitssituation. Die Hitzewelle belastete genau dort, wo die Engpässe am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd lagen bei weniger als einem Drittel des Spreads von Virginia.

4. Laut Modos Prognosen: Wie entwickeln sich die Kapazitätspreise in NYISO, PJM und MISO bis 2050 und was bedeutet das für den Standort?

Ergebnis:

Im zentralen Szenario von Modo driften die drei Märkte ab Mitte der 2030er deutlich auseinander. NYISO vervierfacht sich von etwa 6 $/kW-Monat heute auf einen Höchststand von rund 24 bis 25 $/kW-Monat zwischen 2040 und 2045, getrieben durch Data-Center- und Elektrifizierungsnachfrage in einer der restriktivsten Ausbauumgebungen der USA. PJM erreicht seinen Höhepunkt früher, etwa 2030 bis 2033, bei 18 bis 21 $/kW-Monat, wenn die große Warteschlange an Netzanschlüssen abgearbeitet ist, fällt dann aber bis 2045 auf unter 5 $/kW-Monat, da das Angebot die Nachfrage übersteigt.

MISO bleibt bis in die 2040er im niedrigen bis mittleren einstelligen Bereich, bevor die Preise steigen. Für eine 4-Stunden-Batterie entspricht der Kapazitätserlös bis 2029 ungefähr dem Clearingpreis mal qualifizierter Kapazität.

NYISO Downstate-Zonen erzielen bereits einen Rekord von 32,6 $/kW-Monat für 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 würden. Bei PJM müssen Projekte hingegen vor dem Spitzenwert Anfang der 2030er Jahre in Betrieb gehen.

Energiehändler: Wo jetzt Werte zu holen sind

5. Warum gab es im Februar 2026 einen Preissprung in MISO? Identifizieren Sie die Spitze und ihre Ursachen.

Ergebnis:

MISO verzeichnete im Februar 2026 zwei deutliche Day-Ahead-Preisspitzen. Das Hauptereignis war der 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 Windeinspeisung traf. Der Day-Ahead-Peak am Hub lag am 2. Februar bei 217 $/MWh, im Real-Time erreichte der Indiana Hub über 1.100 $/MWh.

Nördliche Hubs lagen im Monatsmittel bei 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 $ im Süden – eine Differenz von rund 20 $/MWh durch Übertragungsengpässe. Ein zweiter, lokaler Spike am 24. Februar hob den Peak-Hub kurzzeitig auf 218 $/MWh, während der Tagesdurchschnitt bei etwa 39 $ blieb. Nebenprodukte bewegten sich mit dem Energiemarkt: Real-Time-Regelenergie wurde am 2. Februar mit 94 $/MWh gecleart.

Ko verbindet Ihre Fragen mit Echtzeitdaten von Modo Energy

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko Sie schneller von der Frage zur relevanten Datenanalyse als der manuelle Weg. Der Mehrwert zeigt sich besonders, wenn eine Frage marktübergreifend oder über den gesamten Erlösstack gestellt wird: Ko findet die Tabelle, liefert das Ergebnis und erklärt die Bedeutung im Kontext. Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen des Analysten, sondern hilft, erste Antworten zu testen, die zugrunde liegenden Daten sichtbar zu machen und zu zeigen, wo tiefere Analysen nötig sind.