Die Konsolidierung und der Vergleich von Batterieerlösen über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg ist selten einfach. Anders als ERCOT, ein reiner Energiemarkt, kombiniert die Region Kapazitätszahlungen zusätzlich zu Energie und Reserven. Ko vereint diese Datensätze im Terminal.

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

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

Dieser Leitfaden zeigt fünf konkrete 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 Markt-Stack des EI über alle vier ISOs hinweg integriert.

• Prognosen. Modo’s zentrale Szenarienprognosen zu Preisen, Kapazität, Erlösen und Ausbau: die Vorwärtsschicht bis 2050.
• Die ME BESS Benchmark-Simulation. Pro ISO 5-minütige simulierte Fahrweise und Erlöse nach Markt: die Backtest-Schicht für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Knoten- und Zonenpreise (locational marginal prices) für jeden ISO, Day-Ahead (stündlich) und Echtzeit (5-minütig).
• Reserven und Regelenergie. Day-Ahead- und Echtzeit-Clearingpreise für Nebenprodukte jedes ISOs, einschließlich PJM-Regelenergiemarkt und abgerufene Reserven.
• Last. Tatsächliche und Echtzeit-Nachfrage für PJM, MISO, NYISO und ISO-NE.
• Erzeugung nach Brennstoffart. Echtzeit- und stündlicher Erzeugungsmix für alle vier ISOs, sodass Preisbewegungen bis zum jeweiligen Grenzkraftwerk nachvollzogen werden können.
• Anlagen- und Generatorendaten. EIA-860 Generatorenbestand (Nennleistung, Technologie, Betreiber, Status, Standort) sowie 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 Stack gestellt wurden. Ko hat das SQL generiert, die Daten abgefragt und die Analyse erstellt. Alle Diagramme wurden aus derselben Ko-Antwort neu aufgebaut.

Marktanalysten: Spreads zwischen ISOs vergleichen

Ergebnis:

In allen drei Märkten lagen die Echtzeit-Spreads im Mai 2026 über dem Day-Ahead und bestätigen, dass wetterbedingte Knappheit systematisch schwer einen Tag im Voraus vorherzusagen ist. Absolut gesehen verzeichnete PJM mit etwa 155 $/MW-Tag (Echtzeit 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) den größten Aufschlag und spiegelte damit das Ausmaß des Mid-Atlantic-Spikes wider.

Prozentual war der Aufschlag in ISO-NE mit 83 % am höchsten (Echtzeit 214 $ gegenüber Day-Ahead 117 $). Neuengland ist ein dünner, begrenzter Markt, in dem eine unerwartete Nachfragesteigerung zu überproportionalen Echtzeitbewegungen führt. MISO Indiana lag mit 60 % dazwischen (Echtzeit 218 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 136 $/MW-Tag). Für Analysten ist PJM in Dollar gemessen der lukrativste Echtzeitmarkt, während ISO-NE den größten relativen Vorteil bietet.

Ergebnis:

Sechs Monate nach der Regulierungsreform im Oktober 2025 ist Regelenergie kein Zusatz mehr, sondern der Hauptbestandteil des BESS-Erlösstapels. Im Mai 2026 lag der modellierte Stack für eine 4-Stunden-Batterie bei 73 $/kW-Monat: Regelenergie 56 $/kW-Monat (77 %), Echtzeit-Energiearbitrage 12 $/kW-Monat (16 %) und Kapazität 5 $/kW-Monat (7 %). Regelenergie wurde mit 97 $/MWh abgerechnet, weniger als die 104 $ im April, aber 3,4-mal so viel wie die 29 $/MWh im Mai 2025. Vor der Reform lag der Flottendurchschnitt bei etwa 20 $/kW-Monat, nach der Reform bei rund 62 $/kW-Monat.

Die praktische Erkenntnis für Analysten: Regelenergie ist das strukturelle Fundament und sollte immer zuerst und kontinuierlich angeboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig ist. Phase 2 der Reform, geplant für Oktober 2026, wird das Signal in separate Regulation-Up- und Regulation-Down-Produkte (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 folgenreichsten Standortentscheidungen in PJM. Im Mai 2026 dominierte der mittlere Atlantik: Virginia (DOM) erzielte einen Echtzeit-Top-Bottom-Spread von etwa 916 $/MW-Tag, ein Plus von 118 %, fast viermal so viel 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. Anhaltende Netzengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern die Preisdifferenzen bei jedem Knappheitsereignis. Die Hitzewelle traf die Engpässe genau dort, wo sie am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd erzielten weniger als ein Drittel des Spreads von Virginia.

Ergebnis:

Im zentralen Szenario von Modo entwickeln sich die drei Märkte ab Mitte der 2030er Jahre deutlich auseinander. NYISO vervierfacht sich etwa von heute rund 6 $/kW-Monat auf einen Höchststand von 24 bis 25 $/kW-Monat um 2040 bis 2045, getrieben durch Datenzentren und Elektrifizierungsnachfrage in einer der am stärksten begrenzten Ausbauumgebungen der USA. PJM erreicht seinen Höhepunkt früher, um 2030 bis 2033 bei etwa 18 bis 21 $/kW-Monat, wenn die große Anschlusswarteschlange abgearbeitet ist, und fällt bis 2045 unter 5 $/kW-Monat, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt.

MISO bleibt bis in die 2040er Jahre im niedrigen bis mittleren einstelligen Bereich, bevor es ansteigt. Für eine 4-Stunden-Batterie entspricht der Kapazitätserlös bis 2029 etwa dem Clearingpreis multipliziert mit der qualifizierten Kapazität.

Die Downstate-Zonen von NYISO erzielen bereits einen Rekordwert von 32,6 $/kW-Monat für den Sommer 2026, und im zentralen Szenario steigt dieser Strom fast zwei Jahrzehnte lang weiter, auch wenn ein schnellerer Ausbau oder eine schwächere Nachfrage den Höhepunkt früher verschieben könnten. PJM-Projekte müssen dagegen vor dem Höhepunkt der frühen 2030er Jahre in Betrieb genommen werden.

Energiehändler: Wo jetzt Wert abgeschöpft werden kann

Ergebnis:

MISO verzeichnete im Februar 2026 zwei deutliche Preisspitzen im Day-Ahead-Markt. 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 Windleistung traf. Am 2. Februar erreichte der Day-Ahead-Peak-Hub 217 $/MWh, und der Echtzeitpreis am Indiana Hub stieg auf über 1.100 $/MWh.

Die nördlichen Hubs lagen im Monatsdurchschnitt bei 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 $ im Süden, eine Differenz von rund 20 $/MWh durch Netzengpässe. Ein zweiter, lokaler Spike am 24. Februar hob den Peak-Hub kurzzeitig auf 218 $/MWh, während der Tagesdurchschnitt bei etwa 39 $ blieb. Nebenleistungen bewegten sich mit dem Energiemarkt: Die Echtzeitregelenergie wurde am 2. Februar mit 94 $/MWh abgerechnet.

Ko verknüpft Ihre Fragen mit Echtzeitdaten von Modo Energy

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko Sie schneller von der Frage zu den relevanten Daten und Analysen als der manuelle Weg. Der Nutzen wird am deutlichsten, wenn eine Frage marktübergreifend oder über den gesamten Erlösstapel gestellt wird: Ko identifiziert die Tabelle, liefert das Ergebnis und erklärt die Bedeutung im Kontext. Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen von Analysten. Es hilft, die erste Antwort zu prüfen, die zugrunde liegenden Daten offenzulegen und zu zeigen, wo eine vertiefte Analyse nötig ist.