​Die Kapazitätspreise in New York City steigen diesen Sommer sprunghaft 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 ein Mangel an Erzeugungskapazitäten in einer durch Übertragungsengpässe belasteten Zone sowie höhere Zuverlässigkeitsanforderungen für NYC im Sommer. Beim Sommer-Reset am 1. Mai sank der Kapazitätsüberschuss New York Citys um 1 GW – von 1.050 MW auf einen einstelligen Wert. Zwei Drittel des Preisanstiegs resultieren aus diesem Engpass, während eine steilere Nachfragekurve den Rest ausmachte.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Kapazitätspreise in New York City erreichten im Mai 2026 32,6 $/kW-Monat – ein Rekordwert, 67 % über dem bisherigen Höchststand. Die Clearingpreise für den Sommer 2026 sind mehr als doppelt so hoch wie im Sommer 2025.
• Die verfügbare Erzeugungskapazität 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 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 stellten Rekorde auf, blieben aber mit 8 bis 12 $/kW-Monat dreimal niedriger (Long Island +11 %, Rest des Bundesstaates +29 %).

New York lag historisch immer über dem Rest des Bundesstaates

New York City befindet sich hinter einer Übertragungsgrenze. Ein Mindestanteil der Spitzenlast muss durch Erzeugung innerhalb der Stadt gedeckt werden und kann nicht vollständig auf günstigeren Strom aus dem Umland zurückgreifen. Dadurch entsteht ein Preisaufschlag: Seit 2023 liegen die Preise in New York City über 250 % über dem Niveau des restlichen Bundesstaats.

Darüber hinaus steigen die Kapazitätspreise in allen Regionen jeden Sommer, wenn das System angespannt ist. Der Sommer 2026 ging weiter als je zuvor – ein Rekordwert, 67 % über dem bisherigen Höchststand.

Long Island stieg um 11 % über den eigenen Rekord, der Preis im Rest des Bundesstaates um 29 %.

Was das für Batterien bedeutet

Eine Batterie erhält Kapazitätszahlungen unter Berücksichtigung von Akkreditierungsfaktoren auf den Clearingpreis. In NYC hat ein Vier-Stunden-System einen Akkreditierungsfaktor von 78,5 % und erhält diesen 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 das Niveau 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: Batterien mit längerer Laufzeit werden höher akkreditiert und verdienen mehr pro MW.

Wie New York Citys Kapazitätspreis auf 33 $/kW-Monat stieg

Der Anstieg von 6 $ auf 33 $/kW-Monat lässt sich in drei Schritte aufteilen. Knappheit machte den größten Teil aus: Mit dem Wegfall des Überschusses wurde die Auktion auf dem Referenzwert 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 jedoch die Auktionsfrist. Daher konnte die Leitung nicht als lokale Kapazität für NYC angerechnet werden.

Was verursacht den Preissprung in diesem Sommer?

Drei Faktoren haben den Markt gleichzeitig verengt: 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 unforced capacity requirement von New York City um 435 MW, von 8.051 MW auf 8.486 MW. Gleichzeitig stieg die Locational Capacity Requirement (LCR) von Zone J von 78,5 % auf 82,6 %. Die prognostizierte Spitzenlast blieb nahezu unverändert (+0,5 %), was bestätigt, dass es sich um eine Anforderungserhöhung und nicht um einen Nachfrageschub handelte.

Neben den Anforderungsänderungen nahm das Angebot in NYC gegenüber dem Winter 2025 ab. Bei Sommerhitze werden thermische Kraftwerke abgewertet: Ihre zuverlässigen Leistungen sinken, sodass sie weniger Kapazität akkreditieren können. Die anerkannte Kapazität von New York City sank zwischen den Perioden um 617 MW, von 9.108 MW auf 8.491 MW.

Alle drei Faktoren wirkten in die gleiche Richtung: Der Angebotsrückgang um 617 MW und der Anstieg der Anforderung um 435 MW addierten sich zu dem Überschuss von rund 1.050 MW, der ohne Ersatz verschwand.

Auch die Kapazitätsnachfragekurve des NYISO wurde höher gesetzt

Zwei Faktoren haben die Nachfragekurve beim Sommer-Reset angehoben. Erstens wurde die Referenzeinheit von einem Gaskraftwerk auf eine Zweistunden-Batterie umgestellt. Ihr niedrigerer ICAP-UCAP-Umrechnungsfaktor von 56 % gegenüber 65 % erhöht den Referenzpreis. Zweitens ist die Kurve selbst durch eine Änderung der Net Cost of New Entry der Referenzeinheit und die Umstellung auf sommerliche Lokalitätsanforderungen gestiegen.

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

Im Winter räumte die Stadt entlang der Kurve mit etwa 1.050 MW Überschuss und einem Preis nahe 6 $/kW-Monat ab. Im Sommer wurde zum Referenzwert, ohne Überschuss, bei 32,6 $/kW-Monat abgeschlossen.

Ausblick für die NYISO-Kapazitätsmärkte 2026

Die Auktion im Juli 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 entlastet.

Doch die Leitung kehrt den zugrunde liegenden Trend nicht um. Thermische Kraftwerke werden weiterhin stillgelegt, der verbleibende Kraftwerkspark altert und der Strombedarf in New York City wächst. Die Stadt ist jetzt nur noch einen Sommerausfall von einem weiteren Preissprung entfernt.

Wenn eine große Ressource nicht bieten kann oder CHPE selbst ausfällt, verschwindet der Überschuss erneut. Utility-Scale-Anlagen in Zone J, die im Gegensatz zu BTM-BESS am Kapazitätsmarkt teilnehmen dürfen, könnten dann von überdurchschnittlichen Zahlungen profitieren.