Die Konsolidierung und der Vergleich von Batterieerlösen über die vier ISOs des Eastern Interconnection sind 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 bewerten die Erlösstruktur 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 von Preisspitzen identifizieren, um die Strategie eines Händlers zu bestimmen. Stellen Sie eine Frage in einfachem Englisch: Ko findet die richtige Tabelle, schreibt das SQL, fragt Live-Daten ab und erklärt das Ergebnis.

Dieser Leitfaden zeigt fünf praktische Beispiele für Analysten, Entwickler und Energiehändler. In jedem Fall zeigen wir den Prompt, ein Diagramm basierend auf den von Ko gelieferten Daten und die daraus gewonnene Erkenntnis.

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Auf welche Daten des Eastern Interconnection hat Ko Zugriff?

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

• Prognosen. Modo's zentrale Szenarioprognosen zu Preisen, Kapazität, Erlösen und Ausbau: Die Forward-Schicht, bis 2050.
• Die ME BESS Benchmark-Simulation. Pro-ISO 5-Minuten-Simulation von Dispatch und Erlösen je Markt: Die Backtest-Schicht für die Vergangenheit.
• Energiepreise. Knoten- und Zonenpreise für jeden ISO, Day-Ahead (stündlich) und Echtzeit (5-Minuten).
• Reserven und Regelenergie. Day-Ahead- und Echtzeit-Abrechnungspreise für Nebenprodukte jedes ISO, einschließlich Ergebnisse des PJM-Regelenergiemarktes und abgerufener 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 die Grenzlast zurückgeführt werden können.
• Anlagen- und Generatorendaten. EIA-860 Generatorinventar (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 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 übertrafen die Echtzeit-Spreads im Mai 2026 die Day-Ahead-Spreads, was bestätigt, dass wetterbedingte Knappheit systematisch schwer einen Tag im Voraus zu prognostizieren ist. Absolut gesehen verzeichnete PJM mit etwa 155 $/MW-Tag (Echtzeit 389 $/MW-Tag gegenüber Day-Ahead 234 $/MW-Tag) den größten Aufschlag, was die Dimension des Mid-Atlantic-Spikes widerspiegelt.

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 der Echtzeitmarkt mit dem höchsten absoluten Ertrag, während ISO-NE den größten relativen Vorteil bietet.

Ergebnis:

Sechs Monate nach der Regelenergie-Neugestaltung im Oktober 2025 ist Regelenergie kein Zusatz, sondern das zentrale Element eines 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 %). Der Regelenergiepreis lag bei 97 $/MWh, nach 104 $ im April, aber 3,4-mal so hoch wie im Mai 2025 (29 $/MWh). Vor der Neugestaltung lag der Flottendurchschnitt bei etwa 20 $/kW-Monat; nach der Neugestaltung durchschnittlich bei etwa 62 $/kW-Monat.

Die praktische Erkenntnis für Analysten: Regelenergie ist der strukturelle Anker und sollte zuerst und kontinuierlich geboten werden, während Energiearbitrage wetterabhängig bleibt. Phase 2 der Neugestaltung, geplant für Oktober 2026, wird das Signal in separate Produkte für Regelenergie-Auf (RegUp) und -Ab (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 Mid-Atlantic: Virginia (DOM) erzielte einen Echtzeit-Top-Bottom-Spread von etwa 916 $/MW-Tag, ein Anstieg um 118 %, fast das Vierfache von 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 Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern bei jeder Knappheit die Preisdifferenz. Die Hitzewelle belastete 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 divergieren die drei Märkte ab Mitte der 2030er Jahre deutlich. 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 Data-Center- und Elektrifizierungsnachfrage in einem der am stärksten begrenzten Ausbauumfelder der USA. PJM erreicht seinen Höchststand früher, etwa 2030 bis 2033 bei 18 bis 21 $/kW-Monat, wenn der große Interconnection-Queue abgearbeitet ist, und fällt dann bis 2045 unter 5 $/kW-Monat, da 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 ungefähr dem Clearingpreis multipliziert mit der qualifizierten Kapazität.

NYISO Downstate-Zonen erzielen für Sommer 2026 bereits einen Rekordwert von 32,6 $/kW-Monat, und im zentralen Szenario steigt dieser Wert fast zwei Jahrzehnte weiter, wobei ein schnellerer Ausbau oder eine schwächere Nachfrage den Höchststand vorverlegen könnten. Projekte in PJM hingegen müssen vor dem Höchststand in den frühen 2030ern in Betrieb gehen.

Energiehändler: Wo jetzt Wert zu holen ist

Ergebnis:

MISO verzeichnete im Februar 2026 zwei deutliche Day-Ahead-Preisspitzen. Das Hauptereignis war der Wintersturm Fern vom 1. bis 2. Februar, als ein Anstieg der Heiznachfrage im Mittleren Westen auf 11.000 bis 13.300 MW erzwungene thermische Ausfälle und geringe Windeinspeisung traf. Der Day-Ahead-Peak-Hub erreichte am 2. Februar 217 $/MWh, und der Echtzeitpreis am Indiana Hub überschritt 1.100 $/MWh.

Nördliche Hubs lagen im Monatsdurchschnitt bei 51 bis 52 $/MWh gegenüber 31 bis 33 im Süden, ein Abstand 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 der Energie: Die Echtzeit-Regelenergie lag am 2. Februar bei 94 $/MWh.

Ko verbindet Ihre Fragen mit Echtzeitdaten von Modo Energy

Über die vier ISOs des Eastern Interconnection hinweg bringt Ko eine Frage schneller zu den relevanten Daten und Analysen als der manuelle Weg. Der Mehrwert zeigt sich besonders, wenn eine Frage marktübergreifend oder die gesamte Erlösstruktur betrifft: 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 testen, die zugrunde liegenden Daten offenzulegen und zu zeigen, wo eine tiefere Analyse nötig ist.