​Die Kapazitätspreise in New York City steigen in diesem Sommer stark an. Die monatliche Spot-Auktion wurde im Mai mit 32,6 $/kW-Monat und im Juni mit 32,5 $/kW-Monat abgeschlossen. Das ist ein Rekordwert – 67 % über dem bisherigen Höchststand der Zone und mehr als doppelt so hoch wie die Preise im Mai und Juni 2025.

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Der größte Preistreiber ist die Knappheit an Erzeugungskapazität in einer durch Übertragungsengpässe eingeschränkten Zone, zusammen mit höheren Zuverlässigkeitsanforderungen im Sommer für NYC. Beim Sommer-Reset am 1. Mai sank der Überschuss an Kapazität in New York City um 1 GW, von 1.050 MW auf nur noch einstellige Werte. Zwei Drittel des Preisanstiegs resultieren aus diesem Engpass, der Rest aus einer steileren Nachfragekurve.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Kapazitätspreise in New York City erreichten im Mai 2026 mit 32,6 $/kW-Monat einen Rekordwert, 67 % über dem bisherigen Höchststand. Die Clearing-Preise für den Sommer 2026 sind mehr als doppelt so hoch wie im Sommer 2025.
• Die verfügbare Erzeugung der Stadt sank zum Sommer um etwa 617 MW – mehr als der Anstieg des Bedarfs um 435 MW. Zusammen wurde so ein Überschuss von 1 GW an gebotener Kapazität ausgelöscht.
• Für Batterien bedeutet der Preissprung einen Wert von 25.600 $/MW-Monat – oder 5 Millionen Dollar für ein 100 MW-System mit vier Stunden Speicherdauer in Mai und Juni.
• Auch Long Island und der Rest des Bundesstaats stellten Rekorde auf, blieben aber mit 8 bis 12 $/kW-Monat dreimal niedriger (Long Island +11 %, Rest des Bundesstaats +29 %).

New York lag historisch immer über dem Rest des Bundesstaats

New York City liegt hinter einer Übertragungsengpassgrenze. Ein Mindestanteil der Spitzenlast muss durch Erzeugung in der Stadt gedeckt werden und kann nicht vollständig auf günstigeren Strom aus dem Umland zurückgreifen. Deshalb gibt es einen Preisaufschlag: Seit 2023 lag New York City mehr als 250 % über dem Rest des Bundesstaats.

Außerdem steigen die Kapazitätspreise in allen Regionen jeden Sommer, wenn das System angespannt ist. Der Sommer 2026 übertraf alle bisherigen Werte – ein Rekord von 67 % über dem bisherigen Höchststand.

Long Island lag 11 % über dem eigenen Rekord, der Rest des Bundesstaats 29 % darüber.

Was das für Batteriespeicher bedeutet

Eine Batterie erhält Kapazitätszahlungen nach Berücksichtigung des Akkreditierungsfaktors auf den Clearing-Preis. In NYC hat ein Vier-Stunden-Speicher einen Akkreditierungsfaktor von 78,5 % und erhält diesen Sommer 25.600 $/MW-Monat.

Für ein 100 MW-System sind das allein in Mai und Juni 5 Millionen Dollar an Kapazitätszahlungen.

Die Zahlung ist doppelt so hoch wie im Sommer 2025 und mehr als fünfmal so hoch wie im Winter 2025/26. Long Island und der Rest des Bundesstaats erhalten deutlich weniger, da ihr Überschuss erhalten blieb. Die Zahlungen steigen auch mit der Speicherdauer: Batterien mit längerer Dauer werden höher akkreditiert und erzielen mehr pro MW.

So stieg der Kapazitätspreis in New York City auf 33 $/kW-Monat

Der Anstieg von 6 auf 33 $/kW-Monat lässt sich in drei Schritte unterteilen. Die Knappheit machte den größten Teil aus: Mit dem Wegfall des Überschusses wurde die Auktion am Referenzpunkt von 100 % Kapazität abgeschlossen. Eine steilere saisonale Kurve und der Wechsel der Referenzeinheit auf ein 2-Stunden-Batteriesystem trugen zum Rest bei.

​Die Champlain Hudson Power Express, eine 1.250 MW starke Übertragungsleitung, wurde am 13. Mai in Betrieb genommen, verpasste jedoch die Auktionsfrist. Daher konnte die Leitung nicht als lokale Kapazität für NYC angerechnet werden.

Was treibt den Preissprung in diesem Sommer an?

Drei Faktoren haben den Markt gleichzeitig angespannt: Die Anforderung stieg, das verfügbare Angebot wurde reduziert und die Champlain Hudson Power Express war für die Auktionen im Mai und Juni nicht zugelassen.

Der Reset am 1. Mai erhöhte die nicht erzwungene Kapazitätsanforderung für New York City um 435 MW – von 8.051 MW auf 8.486 MW. Gleichzeitig stieg die Lokale Kapazitätsanforderung (LCR) für Zone J von 78,5 % auf 82,6 %. Die prognostizierte Spitzenlast blieb nahezu unverändert (+0,5 %) – es handelte sich also um einen Anforderungssprung, nicht um einen Nachfrageschub.

Neben den Änderungen bei den Anforderungen sank das Angebot in NYC im Vergleich zum Winter 2025. In der Sommerhitze werden thermische Kraftwerke abgewertet: Ihre verlässliche Leistung sinkt, und sie werden mit weniger Kapazität akkreditiert. Die zuerkannte Kapazität in New York City sank zwischen den Perioden um 617 MW – von 9.108 MW auf 8.491 MW.

Alle drei Faktoren wirkten in dieselbe Richtung: Der Angebotsrückgang um 617 MW und der Anforderungsanstieg um 435 MW summierten sich zum etwa 1.050 MW starken Überschuss, der ersatzlos verschwand.

Auch die Kapazitätsnachfragekurve für NYISO wurde nach oben angepasst

Zwei Faktoren haben die Nachfragekurve beim Sommer-Reset angehoben: Erstens wurde die Referenzeinheit von einem Gaskraftwerk auf eine Zwei-Stunden-Batterie umgestellt. Deren niedrigerer ICAP-UCAP-Umrechnungsfaktor – 56 % statt 65 % – erhöht den Referenzpreis. Zweitens stieg die Kurve selbst durch Änderungen an den Netzkosten des Referenzsystems und die Umstellung auf lokale Sommeranforderungen.

NYISO passt die Kurve in jeder Kapazitätsperiode an. In diesem Sommer stieg der ICAP-Referenzpunkt für NYC von 14,6 $ auf 17,8 $/kW-Monat. Zusammen mit dem niedrigeren Akkreditierungsfaktor erhöhte das den UCAP-Referenzpunkt – den Preis bei 100 % der Anforderung. Er stieg um 41 %, von 23,1 $/kW-Monat im Winter auf 32,7 $/kW-Monat im Sommer.

Im Winter lag die Stadt mit etwa 1.050 MW Überschuss unterhalb der Kurve, mit einem Preis nahe 6 $/kW-Monat. Im Sommer wurde am Referenzpunkt – ohne Überschuss – mit 32,6 $/kW-Monat abgeschlossen.

Ausblick für NYISOs Kapazitätsmärkte 2026

Die Juli-Auktion wird die Preise nach unten korrigieren. Dann wird Champlain Hudson zugelassen und bringt 1.250 MW in die Stadt, was die Preise für den Rest des Sommers voraussichtlich senken wird.

Doch die Leitung kehrt den zugrunde liegenden Trend nicht um: Thermische Kraftwerke werden weiter stillgelegt, der verbleibende Kraftwerkspark altert, und der Strombedarf in New York City steigt. Die Stadt ist nun nur einen Sommerausfall von einem erneuten Preissprung entfernt.

Fällt eine große Ressource aus oder die CHPE-Leitung selbst, verschwindet der Überschuss erneut. Großanlagen in Zone J, die für den Kapazitätsmarkt zugelassen sind – im Gegensatz zu BTM-Batterien – könnten dann von überhöhten Zahlungen profitieren.