​Die Preisdifferenz zwischen dem Norden und New York City (NYC) für April hat sich im Jahresvergleich verringert. Zwischen März und April hat sie sich jedoch deutlich vergrößert, da die UCAP-Preise (Unforced Capacity) im Norden gefallen sind, während die Preise in NYC stabil blieben. Die UCAP-Preise im Norden sanken von 2,64 $/kW-Monat im März auf 1,82 $/kW-Monat im April (-31 %) und zogen die Referenzkapazitätspreise (RCPs) im Norden um mehr als 5 $/MW-Tag nach unten. Der UCAP-Preis in NYC bewegte sich kaum und blieb bei 6,26 $/kW-Monat. Das Ergebnis: Der Referenzpreis in NYC blieb bei etwa 73 $/MW-Tag, während alle nördlichen Zonen fielen. Die Preise im Norden lagen immer noch 34–44 % über dem April 2025, aber die Annäherung war geringer als im März.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die UCAP-Preise im Norden fielen im Monatsvergleich um 31 % auf 1,82 $/kW-Monat und reduzierten die RCPs im Norden um 5 $/MW-Tag. Der UCAP-Preis in NYC blieb bei 6,26 $, sodass sich die Differenz West-NYC um 5 $/MW-Tag auf 37 $/MW-Tag vergrößerte, obwohl die Referenzpreise im Norden 34–44 % über April 2025 lagen.
• Der REAP im Norden stieg im Jahresvergleich um 22–38 %, da sich die Day-Ahead-TB4-Spreads in allen Zonen ausweiteten. Engpässe durch aufeinanderfolgende Brennstoffwechsel bei Kernkraftwerken erhöhten die Grenzkosten im Day-Ahead-Markt und vergrößerten die Spanne zwischen günstigen und teuren Stunden.
• Eine Hitzewelle Mitte des Monats (13.–17. April) trieb die Echtzeitpreise über 60 $/MWh und verdreifachte die Regulierungsreservepreise auf einen Höchststand von 34 $/MWh. Am 18. April gab es dann das erste längere Negativpreisfenster des Jahres mit einem Tiefstwert von -21 $/MWh.

UCAP-Preise im Norden sanken, NYC blieb stabil

Die UCAP-Preise im Norden lagen bei 1,82 $/kW-Monat, ein Rückgang um 31 % gegenüber März. In NYC gab es kaum Bewegung. Der Rückgang spiegelt entspanntere Kapazitätsbedingungen im Norden in der Zwischensaison wider.

Dieser Rückgang im Norden schlug sich in den Referenzpreisen nieder. Die Kapazitätskomponente für Batteriespeicher im Norden fiel von 17 $/MW-Tag im März auf 12 $/MW-Tag im April. In NYC blieb sie bei etwa 41 $/MW-Tag. Dadurch vergrößerte sich die Differenz zwischen Norden und NYC im Monatsvergleich um 5 $/MW-Tag.

Im Jahresvergleich zeigt sich ein anderes Bild: Die UCAP-Preise im Norden liegen immer noch 43 % über den 1,27 $ im April 2025, und die Kapazitätsakkreditierungsfaktoren stiegen für den Winter 2025/26 auf 79 % (von 67 %).

Insgesamt führten höhere Zahlungen und eine gestiegene Akkreditierung dazu, dass der RCP im Norden fast 5 $/MW-Tag über dem April 2025 lag.

Day-Ahead-Spreads erhöhten REAPs im gesamten Bundesstaat

Day-Ahead-TB4-Spreads bestimmen den REAP.

Im April stiegen die DA-Spreads in allen NYISO-Zonen im Jahresvergleich. Long Island führte mit 137 $/MW-Tag, ein Plus von 38 %. Der Westen, der mit 98 $/MW-Tag den niedrigsten Wert setzte, legte immer noch um 22 % zu.

Schwankungen im Angebot und geplante Stillstände führten zu erhöhten TB-Spreads. Die Kernkraftflotte von New York wechselte in diesem Monat die Brennelemente. Nine Mile Point 2 fuhr zu Monatsbeginn wieder hoch. Ginna ging dann am 6. April zur Nachladung vom Netz und blieb 2,5 Wochen außer Betrieb, wodurch die durchschnittliche Kernenergieproduktion 12 % unter dem April 2025 lag.

Gas (+570 MW) und Dual-Fuel (+557 MW) füllten die Lücke, erhöhten die Grenzkosten der Stromerzeugung im Day-Ahead-Markt und führten direkt zu größeren Spreads.

Echtzeitpreise übertrafen Day-Ahead während der Hitzewelle und eines Überangebots am Samstagmorgen

Das Echtzeit-Preisprämium wurde durch zwei Ereignisse bestimmt: eine Hitzewelle Mitte des Monats und ein Negativpreisfenster am Samstagmorgen.

Die Echtzeit-Spreads übertrafen weiterhin die Day-Ahead-Werte. Der NYISO-Referenzknoten TB4 lag bei 113 $/MW-Tag im DA und 176 $/MW-Tag im RT und damit deutlich über den 89 $ bzw. 130 $ im April 2025.

Im April wurden am 16. April 82 °F erreicht, etwa 32 °F über dem Tagesdurchschnitt von April 2025. Die Last überschritt an diesem Tag 20 GW, sodass die Spitzenlast im April 2026 um 5,7 % über der von April 2025 lag, obwohl die durchschnittliche Last um 2 % sank.

Am 18. April gab es jedoch das erste längere Negativpreisfenster des Jahres: fünf Stunden zwischen 7 und 11 Uhr. Die Last am Samstagmorgen sank auf 12 GW und traf auf starken Wind (1,8 GW), die morgendliche Solarproduktion sowie unflexible Grundlast aus Kernkraft und Wasserkraft.

Im Gegensatz dazu lag der Day-Ahead-Preis an diesem Morgen im positiven Bereich.

Regelenergiepreise verdreifachten sich während der Hitzewelle im April

Die Hitzewelle verursachte auch die größten Preisspitzen bei den Nebendienstleistungen im April. Die Regelenergiepreise erreichten am 13. April mit 34 $/MWh mehr als das Dreifache des Niveaus von Anfang April (nahe 11 $/MWh). Auch die Minutenreservepreise stiegen: 10-Minuten-Spin in NYC erreichte am 13. April 24 $/MWh und am 16. April 22 $/MWh. Dies spiegelt die höheren Opportunitätskosten für das Vorhalten von Reserven bei hohen Energiepreisen wider.

Im Schnitt lagen die Regelenergiepreise im April bei 14,24 $/MWh, ein Anstieg um 28 % gegenüber den 11,11 $ im April 2025.

Batteriespeicher, die auch Nebendienstleistungen vermarkten, erzielen einen Mehrwert, der weder im RCP noch im REAP abgebildet ist.

Hudson Valley-Knoten boten die höchsten nodalen Prämien im April

Das Hudson Valley führte im April das Ranking der nodalen Vorteile an. Shoemaker 138kV im Orange County wies mit 7,46 $/MW-Tag über dem zonalen Referenzwert von Hudson Valley die höchste Prämie auf – ein Vorteil von 17 %.

Genesee war gemeinsam mit Hyland LFGE (+4,47 $) und Allegheny Cogen (+4,25 $), beide in Allegany County, führend.

Im Vergleich zum März gab es eine Verschiebung: Damals lagen Capital und der obere Hudson-Korridor vorne.

Im gesamten NYISO werden nodale Prämien wahrscheinlich der verlässlichste Weg sein, wie Batteriespeicher ihren Referenzpreis Monat für Monat übertreffen können.