Zusammenfassung
Die Dezember-Auktion der NYISO signalisiert stärkere Kapazitätserlöse für Batteriespeicher auf Long Island und in New York City. Die Nachfragekurven für den Winter 2025–2026 erhöhen die Preisobergrenzen in beiden Zonen und verschieben die Anforderungen in entgegengesetzte Richtungen.
Batteriespeicherressourcen im Bundesstaat New York stellen derzeit nur 14 MW akkreditierte Winter-UCAP bereit, mit 2 GW bis 2030 erwartet. Die Clearing-Preise im Dezember signalisieren daher zukünftige Erlöspotenziale für Speicher, statt aktuelle Einnahmen widerzuspiegeln. Long Island zeigt das stärkste Aufwärtspotenzial bei den Preisen. New York City hält den Preisaufschlag trotz geringerer Kapazitätsanforderungen. Die Preise auf Bundesstaatsebene und in den südlichen Zonen dürften sich an das Niveau des letzten Winters angleichen, sofern sich das Angebot nicht verschiebt.
Die diesjährigen Nachfragekurven zeigen drei messbare Veränderungen:
- Die Kapazitätsanforderung in New York City sinkt, während sie auf Long Island steigt. Diese Verschiebungen beeinflussen, wie nah jede Zone an der Knappheit liegt.
- Referenz- und maximale Clearing-Preise steigen in New York City und auf Long Island. Diese Erhöhungen erweitern die Preisspanne im Winter, falls das Angebot knapper wird.
- Aktualisierte CAFs für 2025–26 erhöhen den UCAP-Wert für Systeme mit vier oder mehr Stunden. Diese Änderungen wirken sich auf die verlässlichen Kapazitätserlöse pro MW aus.
1. Kapazitätszahlungen können mehr als 50 % der BESS-Erlöse ausmachen
Batteriespeicher in New York erzielen Einnahmen aus Energiearbitrage, Systemdienstleistungen und verlässlicher Kapazität. Die Erlöse aus verlässlicher Kapazität machen einen messbaren Anteil am Jahreseinkommen aus.
In den Jahren 2023 und 2024 hätte eine hypothetische Batterie mit vier Stunden Laufzeit bis zu 50 % ihrer Gesamterlöse allein durch Kapazitätszahlungen erzielen können. Systeme mit sechs oder acht Stunden erhalten einen noch höheren Anteil, da höhere Capacity Accreditation Factors (CAFs) zu höheren Kapazitätszahlungen pro MW führen.
Kapazitätserlöse und deren Verlässlichkeit sind besonders wichtig bei der Bewertung verschiedener Projektlaufzeiten von BESS. Dies gilt vor allem, da:
- Einnahmen einen immer größeren Anteil am Gesamterlös für längere (d. h. 6+ Stunden) Systeme ausmachen
- Kapazitätserlöse zwischen Sommer- und Wintermonaten stark schwanken können, da die BESS-CAFs saisonal unterschiedlich sind.
Für viele Projekte entscheidet die verlässliche Kapazität darüber, ob die Renditen in New York die Finanzierungsschwellen übersteigen – zusammen mit dem Index Storage Credit.
2. Die Struktur des NYISO-Kapazitätsmarkts verstehen
Die Nachfragekurven der NYISO ersetzen Gebote zum Kapazitätskauf in monatlichen Auktionen. Die Kurven bestimmen die Clearing-Preise anhand des Verhältnisses von zertifiziertem Angebot und Mindestzuverlässigkeitsanforderungen.
Der Mechanismus funktioniert wie folgt: Die NYISO berechnet die zertifizierte Gesamtkapazität für jede Zone. Erzeuger bieten Kapazität an. Die Nachfragekurve schneidet das Gesamtangebot und bestimmt so den Clearing-Preis. Alle akzeptierten Angebote erhalten diesen einheitlichen Clearing-Preis.
Fällt das zertifizierte Angebot unter die Mindestanforderung, steigen die Preise entlang des steilen Kurvenbereichs – das motiviert neue Anbieter. Übersteigt das Angebot die Anforderungen, sinken die Preise entlang der flacheren Kurve – ein Zeichen für Überangebot. Erreicht das Angebot 112–118 % der Anforderung (je nach Zone), fallen die Preise am sogenannten „Nullpunkt“ auf null.
Um die Berechnungen aktuell zu halten, arbeitet die NYISO in einem Vierjahreszyklus: Ein vollständiger Stakeholder-Prozess setzt die Kurven neu fest, dann werden sie jährlich mit vordefinierten Formeln angepasst. Der aktuelle Zyklus läuft von 2025 bis 2029. Diese Anpassung brachte eine wichtige Neuerung: NYISO führte separate Sommer- und Winter-Nachfragekurven für jede Kapazitätszone ein, um unterschiedliche saisonale Zuverlässigkeitsrisiken abzubilden.
Anforderungen in New York City sinken, während Long Island anzieht
Der maximale Clearing-Preis auf Long Island im Winter sprang auf 70,81 $/kW-Monat und überholte damit New York City als höchste Knappheitsgrenze im Bundesstaat. Das kehrt das Muster vom Sommer 2024 um, als in NYC mit 33,05 $/kW-Monat das Maximum über Long Islands 27,78 $/kW-Monat lag.
Der saisonale Wechsel ist drastisch: Das Wintermaximum von Long Island liegt 155 % über dem Sommerwert, während NYC um 66 % zulegt. Weniger angespannte Zonen zeigen geringere Aufschläge: Downstate stieg um 12 % auf 27,72 $/kW-Monat, bundesweit um 25 % auf 22,62 $/kW-Monat.
Long Island bietet nun das höchste potenzielle Knappheitserlösniveau im Bundesstaat New York.
Diese Veränderungen senden drei Investitionssignale:
- Niedrigere Anforderungen in New York City senken das unmittelbare Knappheitsrisiko.
- Höhere Preisobergrenzen in NYC und Long Island erhöhen das Erlöspotenzial nach oben.
- Die strengeren Anforderungen auf Long Island signalisieren die stärkste Knappheit.
3. NYISO vergütet Batterien nach unforced, nicht nach installierter Kapazität
NYISO vergütet Ressourcen für ihre Fähigkeit, das Netz in der risikoreichsten Winterstunde zu unterstützen. Drei Konzepte definieren diesen Prozess.
Installierte Kapazität (ICAP) ist die Nennleistung einer Ressource. Unforced Capacity (UCAP) ist der Anteil der ICAP, der in der kritischsten Stunde verfügbar sein dürfte. Der Capacity Accreditation Factor (CAF) bestimmt, wie viel ICAP über eine Abwertung in UCAP einfließt.
Beispiel: Eine 100-MW-Batterie mit einem CAF von 0,78 stellt 78 MW UCAP bereit.
NYISO zahlt den Clearing-Preis bezogen auf UCAP. Der CAF bestimmt damit die Kapazitätserlöse. Die CAF-Tabelle für den Winter 2025–2026 verändert die Wirtschaftlichkeit der Laufzeit.
In New York City liegt der CAF für vier Stunden bei 78,5 %, während der CAF für zwei Stunden bei 64,9 % liegt – ein Unterschied von 21 % bei der UCAP. Auf Long Island ist die Lücke noch größer: Der CAF für vier Stunden erreicht 87,1 %, aber für zwei Stunden nur 52,7 %, was einen Unterschied von 66 % ergibt. Im Vergleich dazu erreichen sechs- und achtstündige Systeme CAFs von 85–99 % in allen Zonen. Unterschiede zwischen den Zonen resultieren aus Prognosen zu Spitzenlasten und Kapazitätsengpässen in stark nachgefragten Gebieten wie New York City.
Höhere CAFs erhöhen die Kapazitätserlöse pro MW, auch wenn die ICAP gleich bleibt. Zwei-Stunden-Batterien sind weiterhin für Kapazitätszahlungen zugelassen, liefern aber weniger UCAP. Die CAF-Struktur stärkt die kommerzielle Bedeutung von Vier-Stunden-Systemen und beeinflusst die Laufzeitwahl bei neuen Projekten.
4. New York City lag seit 2023 250 % über dem Bundesniveau
Die Kapazitätspreise in New York City fielen Anfang 2021 fast auf null und stiegen dann bis 2023 stetig an. Seit 2023 hält NYC Preise 250 % und mehr über dem Rest von New York – im Schnitt 12–20 $/kW-Monat, während der Bundesstaat bei 2–6 $/kW-Monat blieb. Stilllegungen von Wärmekraftwerken verringerten das lokale Angebot, während die Winteranforderungen stiegen und das Gleichgewicht verschärften. Der Rückgang der Anforderungen 2025–2026 markiert die erste Trendumkehr.
Regeln zur lokalen Kapazitätsbeschaffung verstärken dieses Muster:
- Zone J (New York City): LSEs müssen 75,6 % der prognostizierten Spitzenlast lokal beschaffen.
- Zone K (Long Island): LSEs müssen 107,3 % beschaffen.
- Lower Hudson Valley (G–J): LSEs müssen 86,9 % beschaffen.
So funktionieren lokale Vorgaben:
Übertragungsgrenzen verhindern, dass bestimmte Lastzentren unbegrenzt Kapazität aus dem Rest des Bundesstaats importieren. Die NYISO legt daher Lokale Kapazitätsanforderungen (LCRs) für diese Zonen fest – Mindestanteile der Spitzenlast, die mit lokalen Ressourcen gedeckt werden müssen.
Die Auktion wird nacheinander von der am stärksten zur am wenigsten eingeschränkten Zone abgewickelt:
- New York City wird zuerst zum LCR abgerechnet
- Long Island folgt als Zweites
- G-J Locality als Drittes
- NYCA (bundesweit) zuletzt, einschließlich aller lokalen Anforderungen
Jede Zone spiegelt mit ihrem Clearing-Preis ihr eigenes Angebot-Nachfrage-Verhältnis wider. Zonen mit Engpässen erzielen in der Regel Aufschläge gegenüber dem Bundespreis. Ressourcen in diesen Zonen können lokal zum höheren Preis verkaufen oder in weniger angespannte Zonen zu niedrigeren Preisen exportieren.
Überschüssige Kapazität, die in einer Zone gekauft wird, kann auf LSEs anderer Zonen anteilig verteilt werden, muss aber zuerst die lokalen Anforderungen erfüllen.
5. Long Island und New York City zeigen Aufwärtssignale
Der Clearing-Preis im Dezember wird drei Änderungen widerspiegeln: Anforderungen, Preisobergrenzen und Akkreditierungsregeln. Diese Faktoren bestimmen das Knappheitsrisiko auf Zonenebene.
Nur 14 MW BESS sind in der Winterkapazitätsbewertung der NYISO 2025–26 enthalten, laut Gold Book und den Winter-Abwertungen der NYISO. Das ist ein vernachlässigbarer Anteil an der Auktion. Da die Teilnahme derzeit noch gering ist, gelten diese Auktionen als Wegweiser für künftige BESS-Erlösströme.
Ausblick basierend auf der Bewegung der Nachfragekurven
Referenz- und maximale Clearing-Preise steigen sowohl in New York City als auch auf Long Island. Diese Veränderungen erhöhen das potenzielle Preisniveau, falls die Winterverfügbarkeit sinkt.
1. Die Anforderung in New York City sinkt, die Preise steigen
Die UCAP-Anforderung in NYC sinkt im Jahresvergleich um 6 %. Der Referenzpreis steigt um 1 %, der maximale Clearing-Preis springt um 65 %. Es wird weniger Kapazität benötigt, aber die Preise steigen, falls das Angebot knapp wird.
2. Long Island zeigt das stärkste Aufwärtspotenzial
Die UCAP-Anforderung auf Long Island steigt um 2 % – die einzige Zone mit steigenden Anforderungen. Der Referenzpreis steigt um 45 %, der maximale Clearing-Preis um 155 %. Höhere Anforderungen plus höhere Preisobergrenzen erhöhen die Knappheitswahrscheinlichkeit.
3. Bundesweit und Downstate bleiben stabil
Die UCAP-Anforderungen steigen bundesweit um 1 % und sinken in Downstate (G-J Locality) um 6 %. Die Referenzpreise fallen in beiden Zonen um 2–3 %. Die maximalen Clearing-Preise steigen um 13–25 %, allerdings von niedrigeren Ausgangswerten als in den Lastzentren.
6. Marktvolatilität bei Kapazitätsauktionen
Die historische Volatilität in New York City sorgt für Unsicherheit. Die Zone schwankt im Winter schnell zwischen Überangebot und Knappheit. Andere Zonen zeigen mehr Stabilität.
Die Kapazitätsanforderung in New York City sinkt. Das entfernt die Zone weiter von der Knappheit und senkt das Risiko von Engpässen. Die Anforderung auf Long Island steigt. Das bringt die Zone näher an die Knappheit. Allerdings zeigen die Preise auf Long Island historisch weniger Schwankungen als die Volatilität in New York City.
Kennzahlen für Entwickler im Dezember
Entwickler werden vier messbare Signale beobachten:
- Wo liegen die Clearing-Preise im Vergleich zu den höheren Referenzwerten in New York City und Long Island?
- Ob sich die Kapazitätspreise in Downstate oder Long Island ähnlich wie in New York City vom Bundesstaat abkoppeln
- Wie die niedrigere Anforderung in New York City mit der Verfügbarkeit des thermischen Kraftwerksparks und Importen interagiert
- Wie Vier-Stunden-Systeme gegenüber ihrem CAF-Vorteil abschneiden, wenn die Teilnahme wächst
Diese Faktoren bestimmen die Fremdkapitalquote, Hedging-Annahmen und Laufzeitwahl für frühe Speicherprojekte und solche in der Interconnection Queue
7. Fazit
Die Winter-Nachfragekurven der NYISO spiegeln die Preisprämie für Kapazität in New York City und Long Island wider, die mit den gestiegenen Herausforderungen und Kosten beim Bau an diesen Standorten einhergeht. Das Bild ist jedoch komplex. Einerseits bewegen sich Anforderungen und Preisobergrenzen in den Zonen in unterschiedliche Richtungen. Andererseits erhöhen die CAFs den UCAP-Wert für Vier-Stunden-Systeme. Zudem bestätigen historische Ergebnisse dieses Muster und die Preissensitivität in Downstate.
Das Dezember-Ergebnis wird daher zeigen, ob der Knappheitswert in den südlichen Zonen steigt oder sich stabilisiert. Für Entwickler, die über Laufzeitentscheidungen nachdenken, sind die Implikationen klar: Höhere Wintererlöse stärken das Argument für Vier-Stunden-Batterien in New York City und Long Island. Diese Zonen bieten auch künftig die höchsten potenziellen Renditen. Mit dem Ausbau des Speichersektors von 14 MW heute auf mehrere Gigawatt in den nächsten zehn Jahren sollten Entwickler diese Standorte priorisieren.
