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

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

Ko kann Spreads über Märkte hinweg bewerten, testen, wo und wann gebaut werden sollte, und Ursachen für Preisspitzen identifizieren, um die Strategie eines Händlers 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 durchgerechnete Beispiele für Analysten, Entwickler und Energiehändler. In jedem Fall zeigen wir den Prompt, ein aus den Ko-Daten erstelltes Diagramm und die daraus gewonnenen Erkenntnisse.

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Auf welche Eastern Interconnection-Daten hat Ko Zugriff?

Modo Energy hat Ko mit dem EI-Marktstack über alle vier ISOs hinweg integriert.

• Prognosen. Modo's zentrale Szenario-Prognosen zu Preisen, Kapazität, Erlösen und Ausbau: die Forward-Schicht bis 2050.
• Die ME BESS-Benchmark-Simulation. Pro-ISO 5-Minuten-Simulationen von Dispatch und Erlösen je Markt: die Backtest-Schicht für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Lokale und zonale, marginale Preise für jede ISO, Day-Ahead (stündlich) und Real-Time (5-Minuten).
• Reserven und Regelenergie. Day-Ahead- und Real-Time-Clearingpreise für die Nebenprodukte jeder ISO, inklusive PJM-Regelenergiemarkt-Ergebnissen und abgerufenen Reserven.
• Last. Tatsächliche und Echtzeit-Nachfrage für PJM, MISO, NYISO und ISO-NE.
• Erzeugung nach Brennstofftyp. Echtzeit- und stündlicher Brennstoffmix für alle vier ISOs, sodass Preisbewegungen auf den Marginalerzeuger zurückverfolgt werden können.
• Anlagen- und Generator-Daten. EIA-860 Generatorbestand (Nennleistung, Technologie, Betreiber, 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 neu erstellt.

Marktanalysten: Spreads zwischen ISOs vergleichen

Ergebnis:

In allen drei Märkten lagen die Real-Time-Spreads im Mai 2026 über den Day-Ahead-Spreads, was bestätigt, dass wetterbedingte Knappheit systematisch schwer einen Tag im Voraus zu prognostizieren ist. Absolut gesehen verzeichnete PJM mit rund 155 $/MW-Tag (Real-Time 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) den größten Aufschlag – ein Spiegelbild des Mid-Atlantic-Spikes.

Prozentual war der Aufschlag in ISO-NE am steilsten mit 83 % (Real-Time 214 $ gegenüber Day-Ahead 117 $). Neuengland ist ein dünner, eng begrenzter Markt, in dem unerwartete Nachfragespitzen zu überproportionalen Real-Time-Bewegungen führen. MISO Indiana lag dazwischen mit 60 % (Real-Time 218 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 136 $/MW-Tag). Für Analysten ist PJM in absoluten Zahlen der lukrativste Real-Time-Markt, während ISO-NE den größten relativen Vorteil bietet.

Ergebnis:

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

Das praktische Fazit für Analysten: Regelenergie ist das strukturelle Fundament und sollte zuerst und kontinuierlich geboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig bleibt. Phase 2 der Neugestaltung, 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 Zonenwahl ist eine der folgenreichsten 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 bei jedem Knappheitsereignis die Preisdifferenzen. Die Hitzewelle belastete diese Engpässe genau dort, wo sie am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd erzielten weniger als ein Drittel von Virginias Spread.

Ergebnis:

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

MISO bleibt bis in die 2040er Jahre in niedrigen bis mittleren einstelligen Werten, bevor es ansteigt. Für eine 4-Stunden-Batterie entspricht der Kapazitätserlös bis 2029 etwa dem Clearingpreis mal qualifizierter Kapazität.

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

Energiehändler: Wo der aktuelle Wert liegt

Ergebnis:

MISO erlebte im Februar 2026 zwei deutliche Day-Ahead-Preisspitzen. Das Hauptereignis war der Wintersturm Fern am 1. und 2. Februar, als ein Anstieg der Heizlast im Mittleren Westen auf 11.000 bis 13.300 MW erzwungene thermische Ausfälle und geringe Windleistung traf. Der Day-Ahead-Peak-Hub erreichte am 2. Februar 217 $/MWh, und Real-Time am Indiana Hub überstieg 1.100 $/MWh.

Nördliche Hubs kamen im Monatsdurchschnitt auf 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 $ im Süden, ein Unterschied von etwa 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 zu 94 $/MWh gecleart.

Ko verbindet Ihre Fragen mit Modo Energy Live-Daten

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko Sie von der Frage schneller zu den relevanten Daten und Analysen als der manuelle Weg. Der Mehrwert zeigt sich besonders, wenn eine Frage marktübergreifend oder über die Erlösstruktur gestellt wird: Ko identifiziert die Tabelle, liefert das Ergebnis und erklärt es im Kontext. Ko ersetzt nicht das Urteilsvermögen von Analysten. Es hilft, die erste Antwort zu testen, die zugrunde liegenden Daten offenzulegen und Bereiche für eine vertiefte Analyse aufzuzeigen.