​NYISO prognostiziert, dass der jährliche Energiebedarf in den nächsten 25 Jahren um 55,8 % von 152 auf 238 TWh steigen wird. Doch in vielerlei Hinsicht ist die Wachstumsrate weniger entscheidend als die Form, die sie annimmt.

Drei Haupttreiber sind dafür verantwortlich, die das Netz jeweils auf unterschiedliche Weise verändern:

• Gebäudeelektrifizierung erhöht die Belastung im Winter in einem historisch sommerlastigen System, wobei die stärksten Zuwächse im Süden des Bundesstaates konzentriert sind.
• Elektrofahrzeuge (EVs) bündeln das Laden zwischen 22 Uhr und 3 Uhr morgens, was die stärksten tageszeitlichen Lastschwankungen aller Treiber verursacht und die Belastungsstunden ins Nachfenster ausdehnt.
• Große Verbraucher weisen flache Lastprofile auf und tragen hauptsächlich zur Grundlast in den nördlichen Zonen bei.

Für Batteriespeicher verstärken sich diese Veränderungen. Das Prognosemodell von Modo Energy geht davon aus, dass sich dadurch die Erlösfenster für BESS in mehrfacher Hinsicht erweitern: eine zweite Spitzenlastsaison im Winter, steilere tageszeitliche Rampen und längere Entladeperioden über Nacht.

Teil 1: NYISOs Prognoseszenarien unterscheiden sich durch verschiedene Annahmen

NYISO berechnet ein Basisszenario und zwei Sensitivitäten mit höherer und niedrigerer Nachfrage.

Die Szenarien teilen ähnliche Annahmen zu Wettertrends, Energieeffizienz, hinter-dem-Zähler (BTM) Solar und BTM-Speichern. Unterschiede bestehen bei Wirtschaftswachstum, Elektrifizierungstempo, EV-Adoption und Annahmen zu großen Verbrauchern.

Die folgende Tabelle fasst die wichtigsten Annahmen zusammen, die sich zwischen den NYISO-Szenarien unterscheiden.

Diese Annahmen führen zu einer breiten Ergebnisspanne. Der gesamte Energiebedarf im Jahr 2050 reicht von 200 TWh bis 338 TWh, mit 238 TWh im Basisszenario.

Die in diesem Artikel verwendeten stündlichen Prognoseprofile von Modo Energy basieren auf den Basiseingaben von NYISO.

Teil 2: Drei große Transformationen prägen die Stromnachfrage der nächsten 25 Jahre

Transformation 1: Bis 2050 benötigt New York so viel neue Elektrizität wie Arizonas Jahresverbrauch 2023

Die Basisprognose sieht zwischen 2025 und 2050 einen Zuwachs von 85 TWh, was dem gesamten Jahresstromverbrauch von Arizona im Jahr 2023 entspricht.

Bis 2030 ist das systemweite Nachfragewachstum von 10,8 TWh ausschließlich auf große Verbraucher wie Rechenzentren zurückzuführen. Der Rest des Systems schrumpft tatsächlich um 580 GWh. Energieeffizienz und hinter-dem-Zähler-Solar kompensieren die frühe Elektrifizierung mehr als genug.

Nach 2030 wird die Elektrifizierung zum dominierenden Wachstumstreiber.

Bis 2050 sorgen EVs und Gebäudeelektrifizierung gemeinsam für einen jährlichen Mehrbedarf von 92 TWh, während Energieeffizienz nur 30 TWh einspart – ein Verhältnis von 3:1.

Und das ist das Basisszenario, das nicht davon ausgeht, dass New York seine Elektrifizierungsziele erreicht. Das Szenario mit höherer Nachfrage, das diese Ziele weitgehend widerspiegelt, zeigt ein noch stärkeres Nachfragewachstum.

Transformation 2: Winterspitzen überholen den Sommer um 2039 und schaffen eine zweite BESS-Ertragssaison

Im Jahr 2050 erreicht die Winterspitzenlast im Basisszenario 48 GW, 26 % über der Sommerlast.

Gebäudeelektrifizierung treibt diese Entwicklung an. Wärmepumpen erhöhen die Winterspitze um 19 GW, aber nur um 2 GW im Sommer – fast ein Verhältnis von 10:1. EVs verstärken dies leicht: Die Winterspitze durch EVs liegt 2050 um das 1,4-Fache über der Sommerspitze und vergrößert die saisonale Lücke um 2,7 GW.

Die Sommerlast wächst mit 0,8 % CAGR. Die Winterlast wächst über dreimal so schnell, mit 2,8 % CAGR, und überholt im Basisszenario um 2039 den Sommer. Im Szenario mit höherer Nachfrage verschiebt sich der Schnittpunkt auf etwa 2035. Selbst im Szenario mit niedrigerer Nachfrage überholt der Winter bis Mitte der 2040er den Sommer.

Unabhängig vom Szenario gewinnen BESS-Betreiber ein zweites, schließlich größeres Ertragsfenster, ohne dass die Sommerchancen schrumpfen.

Die Elektrifizierung vergrößert zudem die Bandbreite möglicher Winterspitzen.

Im Jahr 2025 zeigen die NYISO-Wetterszenarien eine Winterspitze, die je nach Bedingungen um 13,6 % schwankt – weniger als die 18,6 % im Sommer. Bis 2050 steigt die Winterbandbreite auf 20,3 %, während der Sommer stabil bleibt.

Für Batteriespeicher ist das ein Preissignal: Je witterungsabhängiger die Winterspitze, desto steiler die Preisspitzen bei Kälteereignissen und desto mehr können schnell regelbare Anlagen in den entscheidenden Stunden verdienen.

Transformation 3: Ein 9-stündiges Entladefenster ersetzt die Nachmittagsspitze

Im Jahr 2026 erreicht New Yorks Sommerlast ihren Höhepunkt am späten Nachmittag, und die Winterlast folgt einem klassischen Doppelhöcker. Bis 2050 sehen beide Jahreszeiten grundlegend anders aus.

Im Sommer 2050 bleibt das Mittagsminimum wegen des BTM-Solarausbaus auf 15 GW niedrig und dämpft die Nachfrage am Vormittag und frühen Nachmittag. Die Abendrampe wird steiler, da EV-Ladung und Restkühlung sich am späten Nachmittag addieren. Die stündlichen Profile von Modo Energy zeigen, dass die Sommerrampe von 5,6 GW im Jahr 2026 auf 7,9 GW bis 2050 ansteigt.

Die Wintertransformation ist noch deutlicher: Bis 2050 sinkt die Last am frühen Nachmittag auf 28,2 GW, bevor sie um 8,9 GW auf einen ersten Höchststand von 37,1 GW um 18 Uhr ansteigt. Danach fällt sie kurz ab und steigt nach 22 Uhr erneut, wenn nächtliches EV-Laden auf die Heizlast trifft. Das System erreicht um Mitternacht mit 39 GW seinen Höhepunkt.

Das Ergebnis ist ein breites Plateau über 37 GW von 18 Uhr bis 3 Uhr nachts. Damit verschieben sich die Stunden der höchsten Systembelastung von einem sommerlichen Spätnachmittagsfenster auf ein 9-stündiges Winter-Nachtfenster – eine grundlegend andere Entlademöglichkeit für Speicher.

Teil 3: Drei Treiber verändern das Netz mit unterschiedlicher Geschwindigkeit, an unterschiedlichen Orten und mit unterschiedlicher Sicherheit

Treiber 1: Gebäudeelektrifizierung erhöht die Last im Süden, aber ihr Tempo hängt von einem ausgesetzten Landesgesetz ab

Der Energieverbrauch durch Gebäudeelektrifizierung steigt von 411 GWh im Jahr 2025 auf 42.855 GWh im Jahr 2050 – eine Steigerung um das 104-Fache.

Die Auswirkungen konzentrieren sich auf den Süden: New York City und Long Island machen bis 2050 51 % des gesamten Gebäudeelektrifizierungsbedarfs aus. Dies sind auch die netztechnisch am stärksten eingeschränkten Gebiete.

Das Tempo der Gebäudeelektrifizierung ist die unsicherste Variable der Prognose, da sie eng mit politischen Entscheidungen verknüpft ist.

Zuletzt wurde das All-Electric Buildings Act im November 2025 ausgesetzt, bis eine Berufung beim Second Circuit entschieden ist. Das belastet die Basiserwartungen zur Elektrifizierung. Selbst im Szenario mit niedrigerer Nachfrage erhöht die Gebäudeelektrifizierung die Winterspitze um 16,3 GW – nur etwas langsamer.

Die Frage ist nicht, ob die Elektrifizierung kommt, sondern wie schnell.

Treiber 2: Eine 25-fache Ausweitung der EV-Flotte ist der sicherste Treiber – verbrauchergetrieben und in allen Szenarien konsistent

New Yorks EV-Flotte wächst bis 2050 auf das 25-Fache – 9,3 Millionen Fahrzeuge.

Der Energieverbrauch steigt von 1.353 GWh auf 49.535 GWh, mit dem stärksten Wachstum bis Ende der 2030er, bevor die Flotte die Sättigung erreicht.

Die Hauptauswirkung zeigt sich im nächtlichen Lastprofil: EV-Laden konzentriert sich zwischen 22 Uhr und 3 Uhr, mit einem Spitzenwert um 1 Uhr. An einem durchschnittlichen Tag 2050 schwankt die EV-Last von einem morgendlichen Minimum von 345 MW bis zu einem nächtlichen Maximum von 901 MW; in der am stärksten belasteten Winterstunde können EVs bis zu 9,3 GW zur gleichzeitigen Spitzenlast beitragen.

Die EV-Adoption ist zudem verbrauchergetrieben und weniger politischen Risiken ausgesetzt als die Gebäudeelektrifizierung. Der Wachstumspfad ist in allen drei NYISO-Szenarien vergleichsweise konstant.

Treiber 3: Große Verbraucher kommen zuerst und erreichen Mitte der 2030er ein Plateau, aber die Prognose umfasst nur einen Bruchteil der 6 GW-Anschlusswarteschlange

Die Nachfrage großer Verbraucher steigt von 3,7 TWh im Jahr 2025 auf 15,1 TWh bis 2030 und erreicht bis Mitte der 2030er ein Plateau bei 19,3 TWh. Dabei handelt es sich überwiegend um Rechenzentren und Halbleiterfabriken mit nahezu flachen Lastprofilen über Stunden und Jahreszeiten. Die Spitzenlast ist im Sommer und Winter nahezu identisch: 2,6 GW bis Ende der 2030er und konstant bis 2050.

Das Wachstum konzentriert sich auf den Norden: Central führt, gefolgt von North und West. Die südlichen Zonen (Millwood, Dunwoodie und New York City) tragen nichts bei.

Das Plateau entsteht, weil NYISO nur die großen Projekte berücksichtigt, die in der Warteschlange stehen oder sich davor befinden und deren Anschluss als wahrscheinlich gilt.

Die eigentliche Anschlusswarteschlange ist viel größer: 6.055 MW in 29 Projekten.

Rechenzentren machen 72 % der Anschlussleistung aus, konzentriert in Mohawk Valley, West und Central. Halbleiterproduktion trägt weitere 22 % bei.

Netzengpässe im Süden verhindern die Einspeisung, während im Norden Übertragungskapazitäten vorhanden sind. Millwood hat 200 MW in der Warteschlange, aber keine große Last in der Prognose.

Große Verbraucher schaffen nur indirekt Wert für Batteriespeicher. Der konstante 24/7-Verbrauch verschärft das System, ohne Lastspitzen zu verursachen. Der BESS-Business-Case ergibt sich indirekt: Sie erhöhen das Grundlastniveau, sodass das System bei Spitzen näher an seine Grenzen kommt – was Knappheit und Engpässe wahrscheinlicher macht.

Teil 4: Diese Veränderungen begünstigen schnell regelbare Speicher

Die BESS-Chance im NYISO wird durch die veränderte Nachfragestruktur definiert, nicht nur durch die Gesamthöhe. Gebäudeelektrifizierung schafft eine zweite Stresssaison. EVs verlängern diesen Stress in ein 9-stündiges nächtliches Entladefenster. Große Verbraucher nehmen Angebotsspielraum auf, was Spitzen wertvoller macht.

Die Geografie verstärkt die Chancen: Elektrifizierung konzentriert sich im Süden, wo Netzengpässe bereits die höchsten Kapazitätspreise verursachen. Große Verbraucher konzentrieren sich im Norden, erhöhen die Grundlast im Gesamtsystem und lassen die südlichen Preisprämien bestehen.

In allen drei NYISO-Szenarien bleibt die Richtung gleich: ein Wechsel von Sommer- zu Winterspitzen, steilere Rampen, längere Abend-Belastungsfenster und höhere Wetterabhängigkeit. All diese Entwicklungen begünstigen schnell regelbare Speicher.

Alle genannten Veränderungen fließen in die NYISO-BESS-Umsatzprognose von Modo Energy ein, wo sie sich im Produktionskostenmodell auf Preissignale, Einsatzfenster und Projektrenditen auswirken, die den Business Case für Batteriespeicher bestimmen.