Die Referenzpreise im Norden des Bundesstaates New York lagen im März bis zu 43 % höher als vor einem Jahr und verringerten damit den Abstand zu New York City. Kapazitätspreise waren der Haupttreiber dieser Annäherung: Die RCPs (Reference Capacity Prices) im Norden stiegen im Jahresvergleich um 10 $/MW-Tag (150 %), während der RCP in NYC um fast 5 $/MW-Tag (11 %) sank. Der REAP (Reference Energy Arbitrage Price) war ein sekundärer Faktor, mit tagsüber vorwiegend stabilen oder leicht höheren Spreads in den einzelnen Zonen.

Die Spanne zwischen der günstigsten nördlichen Zone (Westen, 41 $/MW-Tag) und NYC (73 $) verringerte sich von 42 $ im März letzten Jahres auf 32 $.

Zentrale Erkenntnisse

• Die Referenzpreise im Norden stiegen im Jahresvergleich um 29–43 % und näherten sich NYC an. NYC fiel um 1,7 % auf 72,70 $.
• Die RCP-Komponente war der Haupttreiber der Annäherung. Der RCP in NYC sank um 11 %, da der UCAP-Preis um 23 % zurückging.
• REAPs blieben weitgehend stabil, aber die Real-Time-Spreads stiegen deutlich, angeführt von Capital mit 267 $/MW-Tag (+34 % YoY). Batterien, die RT-Volatilität nutzen konnten, schnitten besser ab als der auf Day-Ahead basierende REAP.
• ​Nine Mile Point 2 ging am 9. März vom Netz, wodurch die Kernenergieproduktion um 22 % sank. Die Gasproduktion stieg um 29 %, um die Lücke zu füllen, was die Grenzkostenkurve steiler machte.
• Eine Kältewelle in Woche 3 beendete eine warme Phase, mit Höchstwerten, die 14 °F unter dem Niveau von März 2025 lagen. RT-Preise schossen an mehreren Abenden während der Spitzenzeiten über 250 $/MWh hinaus.

RCP sorgte für die Annäherung der Referenzpreise

Der UCAP-Spotpreis in NYC fiel im Jahresvergleich um 23 % auf 6,24 $/kW-Monat, während alle anderen Kapazitätszonen um 111 % auf 2,64 $/kW-Monat stiegen. Dadurch erhöhten sich die RCPs im Norden um 10 $/MW-Tag, während sie in NYC um fast 5 $/MW-Tag sanken – der RCP in NYC bleibt jedoch mehr als doppelt so hoch wie im Rest des Bundesstaates.

Höhere CAFs, die vom NYISO für das Capability-Jahr 2025/26 festgelegt wurden, verstärkten die Gewinne außerhalb von NYC. Die CAFs im Norden stiegen von 67 % auf 79 %, und auf Long Island von 79 % auf 87 %. Der RCP auf Long Island erreichte 18,54 $/MW-Tag und lag damit über allen nördlichen Zonen (16,80 $), obwohl der UCAP-Preis identisch war.

REAP blieb stabil, aber Real-Time-Spreads stiegen stark an

REAPs blieben im Jahresvergleich weitgehend unverändert, da die Day-Ahead-Spreads stabil waren.

Im Real-Time-Markt zeigte sich jedoch ein anderes Bild. RT-TB4-Spreads stiegen in jeder Zone. Capital führte mit 267 $/MW-Tag (+34 % gegenüber 199 $/MW-Tag im März 2025). NYC folgte mit 251 $/MW-Tag (+35 %) und Central mit 232 $/MW-Tag (+26 %). Landesweit lag der durchschnittliche RT-TB4-Spread bei 182 $/MW-Tag gegenüber 120 $/MW-Tag im Day-Ahead, ein Aufschlag von 52 %.

Da REAP auf Day-Ahead-Spreads basiert, erzielten Batterien, die Real-Time-Volatilität nutzten, systematisch höhere Erlöse als der Referenzpreis.

Die stündlichen Preismuster zeigen, was die RT-Prämie auslöste. Die Abendrampen im Jahr 2026 waren ausgeprägter als 2025, mit Preisen, die ab Stunde 17 durchgehend über dem Vorjahresniveau lagen. Die Morgenpreise waren vergleichbar.

Engere Systembedingungen hielten die Spreads trotz des Trends nach dem Sturm hoch

Sowohl REAP- als auch RT-Spreads gingen vom Januar-Höchststand zurück. Dieser Abwärtstrend spiegelt das Nachlassen der Winterlast wider. Dennoch blieben die RT-Spreads im März im Jahresvergleich hoch und deuten auf eine angespannte Angebotslage hin.

Nine Mile Point Unit 2 wurde am 9. März für einen geplanten Brennelementwechsel vom Netz genommen und entzog dem System rund 1,3 GW Kernkraftkapazität. Die durchschnittliche Kernenergieproduktion sank im Jahresvergleich um 22 %. Die Gasproduktion stieg um 29 %, um die Lücke zu schließen, und Dual-Fuel-Anlagen legten um 6 % zu. Diese Technologien haben höhere Grenzkosten als Kernkraft, was die Angebotskurve steiler macht und die Preise auch an milden Tagen nach oben treibt.

Auch die Spreads im März waren wetterabhängig. Woche 1 war kalt (Durchschnittshöchstwerte 42 °F), und die Preise starteten erhöht. In Woche 2 stiegen die Höchsttemperaturen auf 57 °F und die Preise gaben nach. Dann kam in Woche 3 die Umkehr: Die Höchstwerte fielen auf 46 °F, die Tiefstwerte erreichten 29 °F – 14 °F kälter als in der gleichen Woche 2025. Die Volatilität stieg an mehreren Abenden während der Spitzenzeiten (HE17–HE20) sprunghaft an, verstärkt durch den teureren Erzeugungsmix infolge des Kernkraftausfalls.

Gegen Monatsende stiegen die Temperaturen wieder, und sowohl DA- als auch RT-Preise bewegten sich in einer engen Frühjahrsspanne.

Zusätzliche Erlöse durch Systemdienstleistungen

​Systemdienstleistungsmärkte bieten zusätzliche Erlöspotenziale über den Referenzpreis hinaus. Batterien, die AS-Erlöse kombinieren, erzielen Werte, die weder RCP noch REAP abbilden.

Die Preise für Systemdienstleistungen folgten demselben Verlauf wie die Energiepreise. Die Regelleistungskapazität lag im Real-Time-Durchschnitt bei 18 $/MWh – etwa doppelt so hoch wie im März 2025 – und spiegelte die höheren Opportunitätskosten für das Vorhalten von Reserven bei hohen Energiepreisen wider. Mit dem Rückgang der Energiepreise gegen Monatsende fielen auch die AS-Preise.

Zusätzliche Erlöse durch Knotenpunktprämien

​Wie die Systemdienstleistungen fließen auch die Knotenpunktpreise nicht in die Berechnung des Referenzpreises ein. Batterien an Premium-Knotenpunkten erzielten zusätzliche Erlöse über ihren zonalen REAP hinaus.

Im März führten die Knotenpunkte der Capital-Zone die ISC-Knotenprämienkarte an. Die Top-Knoten lagen über 7 $/MW-Tag über dem zonalen Referenzpreis von Capital (50,30 $).

Republic 115kV (Bartonbrook) erzielte mit 7,80 $/MW-Tag die höchste Prämie, gefolgt von Lachute Hydro (7,61 $) und IP Ticonderoga (7,48 $). Diese Knoten liegen im oberen Hudson Valley und Adirondack-Korridor, wo Netzengpässe die lokalen Preise über die zonalen Mittelwerte treiben.

Für BESS-Projektentwickler mit ISC-Fokus boten der Capital-Korridor und das obere Hudson Valley im März die höchsten Knotenpunktprämien und erhöhten den zonalen Referenzpreis um etwa 15 %.