​Die Kapazitätspreise in New York City steigen diesen 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.

Der Hauptgrund ist die Knappheit an Erzeugungskapazitäten in einer durch Übertragungsengpässe eingeschränkten Zone, zusammen mit höheren Zuverlässigkeitsanforderungen im Sommer für New York City. Beim Sommer-Reset am 1. Mai sank der Kapazitätsüberschuss New York Citys um 1 GW – von 1.050 MW auf einstellige Werte. Zwei Drittel des Preisanstiegs stammen von diesem Engpass, während eine steilere Nachfragekurve den Rest ausmachte.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Kapazitätspreise in New York City lagen im Mai 2026 bei 32,6 $/kW-Monat – ein Rekord, 67 % über dem bisherigen Höchststand. Die Clearingpreise 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 beseitigten sie einen Überschuss von 1 GW an gebotener Kapazität.
• Für Batteriespeicher bedeutet der Preisanstieg einen Wert von 25.600 $/MW-Monat bzw. 5 Millionen Dollar über Mai und Juni für ein 100-MW-System mit vier Stunden Laufzeit.
• Auch Long Island und der Rest des Bundesstaates verzeichneten Rekordwerte, blieben aber mit 8 bis 12 $/kW-Monat dreimal niedriger (Long Island +11 %, Rest des Bundesstaates +29 %).

New York lag historisch über dem Rest des Bundesstaates

New York City befindet sich hinter einer Übertragungsbegrenzung. Ein Mindestanteil der Spitzenlast muss durch Erzeugung in der Stadt gedeckt werden und kann nicht vollständig auf günstigeren Strom aus dem Bundesstaat zurückgreifen. Daher gibt es einen Preisaufschlag: Seit 2023 lag New York City mehr als 250 % über dem Rest des Bundesstaates.

Zudem steigen die Kapazitätspreise in allen Regionen jeden Sommer, wenn das System angespannt ist. Der Sommer 2026 lag noch weiter über allen bisherigen Werten – ein Rekord von 67 % über dem vorherigen Höchststand.

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

Was das für Batteriespeicher bedeutet

Ein Batteriespeicher erhält Kapazitätszahlungen nach Berücksichtigung des Akkreditierungsfaktors auf den Clearingpreis. In NYC hat ein Vier-Stunden-System einen Akkreditierungsfaktor von 78,5 % und erhält in diesem Sommer 25.600 $/MW-Monat.

Für ein 100-MW-System entspricht das allein im 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 Bundesstaates erhalten deutlich weniger, da ihr Überschuss erhalten blieb. Die Zahlungen steigen auch mit der Speicherdauer: Ein Speicher mit längerer Laufzeit wird höher akkreditiert und verdient mehr pro MW.

Wie 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 Großteil 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-BESS trugen zum Rest bei.

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

Was treibt den Preisanstieg in diesem Sommer an?

Drei Faktoren haben den Markt gleichzeitig verknappt: 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 %), was bestätigt, dass es sich um eine Anforderungssteigerung und nicht um eine Nachfragesteigerung handelte.

Neben den Anforderungsänderungen sank das Angebot in NYC im Vergleich zum Winter 2025. Bei Sommerhitze werden thermische Kraftwerke abgewertet: Ihre zuverlässige Leistung sinkt, sodass sie weniger Kapazität akkreditieren. Die zuerkannte Kapazität New York Citys sank zwischen den Perioden um 617 MW, von 9.108 MW auf 8.491 MW.

Alle drei Faktoren wirkten in die gleiche Richtung: Der Rückgang des Angebots um 617 MW und der Anstieg der Anforderung um 435 MW summierten sich zu dem rund 1.050 MW großen Überschuss, der ohne Ersatz verschwand.

Auch die Kapazitätsnachfragekurve für NYISO wurde erhöht

Zwei Faktoren haben die Nachfragekurve beim Sommer-Reset angehoben. Erstens wurde die Referenzeinheit von einem Gaskraftwerk auf eine Zwei-Stunden-Batterie umgestellt. Ihr niedrigerer ICAP-UCAP-Umrechnungsfaktor, 56 % statt 65 %, erhöht den Referenzpreis. Zweitens stieg die Kurve selbst durch eine Änderung der Netzkosten für den Neueinstieg der Referenzeinheit und die Umstellung auf sommerliche Lokalitätsanforderungen.

NYISO passt die Kurve in jeder Kapazitätsperiode an. In diesem Sommer stieg der ICAP-Referenzwert für NYC von 14,6 $ auf 17,8 $/kW-Monat. Zusammen mit dem niedrigeren Akkreditierungsfaktor führte das dazu, dass der UCAP-Referenzwert, also der Preis bei 100 % Anforderung, auf 32,7 $/kW-Monat anstieg – ein Plus von 41 % gegenüber 23,1 $/kW-Monat im Winter.

Im Winter wurde die Stadt am unteren Ende der Kurve abgerechnet, mit etwa 1.050 MW Überschuss und einem Preis nahe 6 $/kW-Monat. Im Sommer wurde am Referenzpunkt abgerechnet, ohne Überschuss, bei 32,6 $/kW-Monat.

Ausblick für NYISOs Kapazitätsmärkte 2026

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

Doch die Leitung kehrt den zugrunde liegenden Trend nicht um. Thermische Kraftwerke werden weiter vom Netz gehen, der verbleibende Kraftwerkspark altert und die Stromnachfrage in New York City steigt. New York City ist jetzt nur noch einen Sommerausfall von einem erneuten Preissprung entfernt.

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