​Die Großhandelspreise im Februar erholten sich von den wintersturmgetriebenen Extremen im Januar. Die Real-Time-Preise sanken von über 200 $/MWh auf unter 60 $/MWh bis zum Monatsende.

Die TB1 Real-Time-Spreads normalisierten sich bei 116 $/MW-Tag und lagen damit nahezu unverändert zum Vorjahr, während die Day-Ahead-TB1-Spreads bei 71 $/MW-Tag lagen. Die im Januar durch den Kälteeinbruch ausgelöste Konvergenz der Referenzpreise blieb jedoch auch nach dem Sturm bestehen. Die kälteren Temperaturen im Upstate hatten die Referenz-Energie-Arbitragepreise (REAPs) im Januar angehoben, und dieser Effekt setzte sich im Februar fort, sodass die meisten Zonen bei etwa 90 $/MW-Tag blieben.

New York City blieb ein Ausreißer, allerdings aufgrund von Kapazitätsprämien und nicht durch Energiearbitrage.

Februarpreise und TB-Spreads zogen sich von den Januar-Höchstständen zurück, als sich die Märkte vom Wintersturm Fern erholten

Die Preise und TB-Spreads im Februar lagen auf dem Vorjahresniveau, was darauf hindeutet, dass sich der Markt außerhalb von Sturmereignissen nicht grundlegend verändert hat.

Day-Ahead- und Real-Time-Preise starteten im Februar über 200 $/MWh und fielen kontinuierlich bis unter 60 $/MWh zum Monatsende. Die Nachwirkungen des Wintersturms Fern konzentrierten sich auf die ersten neun Tage.

Bis Mitte Februar hatte sich der Tagespreiskurs normalisiert. Im Vergleich zu Februar 2025, wo die Preise kaum 100 $/MWh erreichten, stach die erste Februarwoche 2026 hervor. Der Rest des Monats verlief ähnlich wie im Vorjahr.

Die gleiche Normalisierung zeigte sich bei den Spreads. Die Real-Time TB1-Spreads lagen im Schnitt bei 116 $/MW-Tag und damit praktisch unverändert gegenüber 117 $/MW-Tag im Februar 2025. Die Day-Ahead-TB1-Spreads lagen bei 71 $/MW-Tag, ein Anstieg gegenüber 49 $/MW-Tag im Vorjahr. Der durch den Januarsturm ausgelöste TB1-Höchstwert von 184 $/MW-Tag bleibt ein Ausreißer.

Wie wirkten sich die Marktbedingungen im Februar auf die Referenzpreise aus?

Im Februar 2025 führten NYC, Capital und Long Island die zonalen Referenzpreise an, während westliche Zonen deutlich zurücklagen. Im Februar 2026 zeigte sich ein anderes Bild. Die meisten Zonen lagen bei etwa 90 $/MW-Tag, wodurch sich die Lücke zwischen Upstate und Downstate verkleinerte. NYC blieb der einzige Ausreißer und behielt eine Prämie, die durch Kapazitätsdynamik und nicht durch Energiearbitrage getrieben wurde.

Was trieb die REAPs in den Zonen?

Die REAPs basieren auf den Day-Ahead-TB4-Spreads. Im Februar 2026 verteilten sich diese Spreads gleichmäßiger auf die Zonen. Im Februar 2025 war Capital mit 262 $/MW-Tag (Day-Ahead) und 346 $/MW-Tag (Real-Time) ein deutlicher Ausreißer. Diese Lücke schloss sich 2026, wobei West auf 213 $/MW-Tag (Day-Ahead) und 302 $/MW-Tag (Real-Time) kam und die meisten Zonen in einem ähnlichen Bereich lagen. Der Kälteeinbruch im Januar hatte die TB4-Spreads im Upstate angehoben, und dieser Effekt setzte sich im Februar fort, was die zonale Annäherung der REAPs aufrechterhielt.

Was geschah mit den Kapazitätspreisen?

Der RCP-Vorteil von NYC gegenüber den Upstate-Zonen verringerte sich 2026 deutlich. Der Hauptgrund waren die UCAP-Preise: Die Spotpreise in NYC fielen im Jahresvergleich um 23 %, während sie im Rest des Bundesstaates um 21 % stiegen, wodurch sich die Prämie von 2,7x auf 1,7x verringerte.

Long Island behielt trotz identischer Unforced-Capacity-Preise mit dem Rest des Bundesstaates einen höheren Reference Capacity Price als die Upstate-Zonen, da es einen stärkeren Capacity Accreditation Factor (CAF) aufwies. Dieser CAF-Vorteil ist ein bedeutender Unterschied für Entwickler, die ISC-Angebote einreichen, insbesondere wenn die Kapazitätspreise im Staat ansonsten ausgeglichen sind.

Haben Nebendienstleistungen einen Mehrwert über den Referenzpreis hinaus geschaffen?

Die Regulierungsdienstleistungspreise starteten im Februar bei etwa 70 $/MWh und setzten das hohe Niveau aus dem Januar fort. Bis Monatsende sanken sie auf etwa 10–15 $/MWh. Auch die Reservepreise gingen im Monatsverlauf zurück, allerdings weniger stark.

Nebendienstleistungen stellen einen Mehrwert über den Referenzpreis hinaus dar. Batterien, die in der ersten Februarwoche AS-Erlöse erzielten, konnten einen erheblichen Zusatznutzen erzielen, der weder im RCP noch im REAP abgebildet ist. Dieses Zeitfenster verengte sich im Laufe des Monats stetig.

Was war die Grundlage für die Preisnormalisierung?

Der Stromerzeugungsmix im Februar war im Jahresvergleich weitgehend ähnlich. Eine höhere Last und geringere Windproduktion im Jahr 2026 wurden durch zusätzlichen Gas- und Dual-Fuel-Einsatz ausgeglichen. Darüber hinaus blieb der Mix nahezu identisch.

Die Brennstoffpreise erklären die Geschwindigkeit der Normalisierung. Gas erreichte während des Kälteeinbruchs Ende Januar fast 30 $/MMBtu und fiel bis Anfang Februar auf etwa 5 $/MMBtu zurück. Die Energiepreise folgten den Gaspreisen während des gesamten Zeitraums eng. Die schnelle Konvergenz bestätigt, dass die Januar-Extreme eher brennstoff- als strukturbedingt waren.

Zentral-New Yorker Knoten lagen im Februar 2026 bis zu 15 $/MW-Tag über ihrem Referenzpreis

Zentrale Knoten boten im Februar 2026 die höchsten Prämien über den zonalen Referenzpreisen, wobei die besten Knoten rund 15 $/MW-Tag über ihren Referenzpreisen lagen. Die nodalen Ergebnisse in NYC waren stärker gestreut. Die meisten Knoten folgten dem Zonenmittel, aber eine Gruppe von Staten Island- und Queens-Knoten lag 8 bis 18 $/MW-Tag darunter, wobei der Astoria-Knoten am schlechtesten abschnitt.

Die Standortwahl an besonders vorteilhaften Knoten ermöglicht es Entwicklern, niedrigere Strike Prices zu bieten oder zusätzliche Margen über dem Referenzpreis als Gewinn zu behalten. Mit zunehmendem Wettbewerb bei ISC wird die nodale Analyse für die Wirtschaftlichkeit von Projekten immer wichtiger.

Was sagt der Februar über die Batteriemöglichkeiten im NYISO aus?

Der Februar bestätigte, dass Großhandelspreise ereignisgetrieben waren. Nach dem Sturm kehrten die Energiepreise auf das Vorjahresniveau zurück, und der TB1-Real-Time-Spread von 116 $/MW-Tag entspricht ebenfalls dem Vorjahr. Die Konvergenz der Referenzpreise über die Zonen blieb jedoch erhalten, gestützt durch den Upstate-REAP-Anstieg, den der Kälteeinbruch im Januar auslöste. Das ist kein typisches Februarmuster, und ob dies eine dauerhafte Verschiebung des Upstate-Preisniveaus bedeutet, wird sich mit den Frühlingsdaten zeigen.

Die strukturelle Veränderung, die auf der Kapazitätsseite zu beobachten ist, ist der Rückgang des UCAP-Spotpreises in NYC. In diesem Winter verringerte sich die traditionelle Downstate-Prämie von 2,7x auf 1,7x. Sollte dieser Trend im Sommer anhalten, wird sich der RCP-Vorteil, auf den NYC-Projekte setzen, weiter verringern und Upstate-Zonen in künftigen ISC-Runden wettbewerbsfähiger machen.