​Die Referenzpreisdifferenz zwischen Upstate und NYC im April war im Jahresvergleich geringer. Zwischen März und April hat sie sich jedoch deutlich vergrößert, da die UCAP-Preise im Norden fielen, während sie 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 blieb nahezu unverändert bei 6,26 $/kW-Monat. Das Ergebnis: Der Referenzpreis in NYC blieb bei etwa 73 $/MW-Tag, während alle Zonen im Norden fielen. Die Preise im Norden lagen immer noch 34–44 % über denen vom April 2025, aber die Konvergenz war geringer als im März.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die UCAP-Preise im Norden fielen im Monatsvergleich um 31 % auf 1,82 $/kW-Monat und senkten die RCPs im Norden um 5 $/MW-Tag. Der UCAP-Preis in NYC blieb bei 6,26 $, sodass sich die Differenz zwischen West und NYC um 5 $/MW-Tag auf 37 $/MW-Tag vergrößerte, obwohl die Referenzpreise im Norden 34–44 % über denen vom April 2025 lagen.
• Der REAP im Norden stieg im Jahresvergleich um 22–38 %, da sich die TB4-Spreads im Day-Ahead-Handel in allen Zonen ausweiteten. Engpässe durch aufeinanderfolgende Kernkraftwerksabschaltungen erhöhten die Grenzkosten im Day-Ahead-Clearing und vergrößerten die Differenz zwischen günstigen und teuren Stunden.
• Eine Hitzewelle zur Monatsmitte (13.–17. April) trieb die Echtzeitpreise über 60 $/MWh und verdreifachte die Regulierungsenergiepreise auf einen Höchstwert von 34 $/MWh. Am 18. April gab es dann das erste anhaltende Negativpreis-Fenster des Jahres mit einem Tiefststand von -21 $/MWh.

UCAP-Preise im Norden fielen, während NYC stabil blieb

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 die entspannteren Kapazitätsbedingungen im Norden während der Übergangszeit wider.

Dieser Rückgang im Norden wirkte sich auf die Referenzpreise aus. Die Kapazitätskomponente für Batterien im Norden fiel von 17 $/MW-Tag im März auf 12 $/MW-Tag im April. In NYC blieb sie bei rund 41 $/MW-Tag. Dadurch vergrößerte sich die Lücke zwischen Norden und NYC im Monatsvergleich um 5 $/MW-Tag.

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

Insgesamt führten die höheren Zahlungen und die gesteigerte Akkreditierung dazu, dass der RCP im Norden im April 2026 fast 5 $/MW-Tag über dem Wert vom April 2025 lag.

Day-Ahead-Spreads erhöhten REAPs im gesamten Bundesstaat

Day-Ahead-TB4-Spreads definieren den REAP.

Im April stiegen die DA-Spreads in jeder NYISO-Zone im Jahresvergleich. Long Island führte mit 137 $/MW-Tag, ein Plus von 38 %. West setzte mit 98 $/MW-Tag zwar das Minimum, stieg aber dennoch um 22 %.

Angebotsschwankungen und geplante Abschaltungen führten zu erhöhten TB-Spreads. Die Kernkraftflotte in New York führte diesen Monat einen Staffelstab-Wechsel bei der Brennstoffauffüllung durch. Nine Mile Point 2 fuhr zu Monatsbeginn wieder hoch. Ginna ging dann am 6. April zur Brennstoffauffüllung vom Netz und blieb 2,5 Wochen außer Betrieb, wodurch die durchschnittliche Kernkraftproduktion 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-Clearing und führten direkt zu breiteren Spreads.

Echtzeitpreise übertrafen Day-Ahead während Hitzewelle und Überangebot am Samstagmorgen

Die RT-Prämie wurde durch zwei Ereignisse bestimmt: eine Hitzewelle zur Monatsmitte und ein Negativpreis-Fenster am Samstagmorgen.

Echtzeit-Spreads übertrafen weiterhin die Day-Ahead-Spreads. Der TB4-Referenzknoten der NYISO lag im Day-Ahead bei 113 $/MW-Tag und im Real-Time bei 176 $/MW-Tag – beide deutlich über den 89 $ bzw. 130 $ vom April 2025.

Der April erreichte am 16. April einen Höchstwert von 28 °C (82 °F), etwa 18 °C über dem Tagesdurchschnitt vom April 2025. Die Last erreichte an diesem Tag 20 GW, wodurch die Spitzenlast im April 2026 um 5,7 % über der von April 2025 lag, obwohl die durchschnittliche Last um 2 % zurückging.

Am 18. April gab es jedoch das erste anhaltende Negativpreis-Fenster des Jahres: fünf Stunden zwischen 7 und 11 Uhr morgens. Die Last am Samstagmorgen fiel auf 12 GW und traf auf starken Wind (1,8 GW), den morgendlichen Solar-Output und unflexible Grundlast aus Kernkraft und Wasserkraft.

Im Gegensatz dazu blieben die Day-Ahead-Preise an diesem Morgen positiv.

Regelenergiepreise verdreifachten sich während der Hitzewelle zur Monatsmitte

Die Hitzewelle verursachte auch die größten Preisspitzen bei den Nebenleistungen im April. Die Regelenergiepreise erreichten am 13. April mit 34 $/MWh mehr als das Dreifache des Früh-April-Niveaus von etwa 11 $/MWh. Auch die Minutenreserve zog nach: In NYC erreichte die 10-Minuten-Reserve 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 Durchschnitt lagen die Regelenergiepreise im April bei 14,24 $/MWh, ein Anstieg um 28 % gegenüber den 11,11 $/MWh im April 2025.

Batterien, die auch Nebenleistungen vermarkten, erzielen einen Mehrwert, der in RCP oder REAP nicht abgebildet ist.

Hudson Valley-Nodes boten die höchsten nodalen Prämien im April

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

Genesee lag mit Hyland LFGE (+4,47 $) und Allegheny Cogen (+4,25 $), beide im Allegany County, gleichauf.

Das Bild hat sich gegenüber März verschoben, als Capital und der obere Hudson-Korridor die Spitzenpositionen einnahmen.

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