​Wintersturm Fern sorgte für hohe Preise und starke Volatilität in New York. Der plötzliche Temperatursturz Ende Januar führte zu Preisspitzen im gesamten Bundesstaat. Die Echtzeitpreise erreichten am 24. Januar 1.942 $/MWh, und die Day-Ahead-Preise erreichten einige Tage später einen Höchststand von 1.006 $/MWh.

Die Day-Ahead-TB1-Spreads lagen im Januar im Durchschnitt bei 108 $/MW/Tag. Die Echtzeit-TB1-Spreads erreichten 184 $/MW/Tag. Beide Werte waren die höchsten der letzten zwölf Monate.

Der Sturm ließ die Referenzpreise im Norden, eine wichtige Größe für das NYSERDA Index Storage Credit (ISC)-Programm, im Jahresvergleich um 74-90 % steigen. Die nördlichen Zonen näherten sich den traditionell lukrativeren südlichen Zonen an. Für Entwickler, die um ISC-Verträge konkurrieren, signalisiert dies eine verbesserte Wettbewerbsfähigkeit von Projekten im Norden bei extrem niedrigen Temperaturen.

Dies ist die erste Ausgabe des Benchmark-Reports von Modo Energy zu Batterieerlösen im NYISO.

Bei Fragen wenden Sie sich gerne an aaron@modoenergy.com.

Warum sind Referenzpreise für NYISO-Batterien wichtig?

Großbatterien im NYISO benötigen ISC-Verträge für eine wirtschaftliche Umsetzung. Alleinige Merchant-Erlöse decken die Kosten nicht. Im Rahmen des ISC zahlt NYSERDA die Differenz zwischen dem Strike Price eines Projekts, den Entwickler auf Basis ihrer Kosten bieten, und dem Referenzpreis, der als Proxy für Markterlöse dient.

Der Referenzpreis setzt sich aus zwei Komponenten zusammen: dem Reference Capacity Price (RCP), der auf UCAP-Spotpreisen und Capacity Accreditation Factors (CAFs) basiert, sowie dem Reference Energy Arbitrage Price (REAP), der auf Day-Ahead-Zonen-TB-Spreads für eine bestimmte Batteriedauer beruht. In diesem Bericht wird eine 4-Stunden-Batterie verwendet, um die Preisentwicklung zu veranschaulichen.

Höhere Referenzpreise bringen Entwicklern zwei Vorteile: Erstens verringern sie die von NYSERDA benötigte ISC-Zahlung, was die Gebotspunkte verbessert und die Chancen auf einen Vertragsgewinn erhöht. Zweitens können Projekte in Hochpreiszonen einen etwas höheren Strike Price bieten und bleiben dennoch wettbewerbsfähig, was die Wirtschaftlichkeit verbessert.

Der Preisanstieg im Januar in den nördlichen Zonen zeigt, wie winterliche Volatilität die Wettbewerbslandschaft zugunsten dieser Regionen verschieben kann.

Wie haben sich die Referenzpreise in New York angeglichen?

Im Januar 2025 lagen die Referenzpreise im Süden etwa doppelt so hoch wie in einigen nördlichen Zonen. In NYC wurden 115 $/MW-Tag erzielt, während West nur 55 $/MW-Tag erreichte.

Im Januar 2026 verringerte sich diese Lücke. NYC stieg auf 130 $/MW-Tag, ein Plus von 14 % im Jahresvergleich. West erreichte 95 $/MW-Tag, ein Anstieg von 74 %. North verzeichnete den größten Zuwachs mit 90 % und stieg von 59 $/MW-Tag auf 112 $/MW-Tag.

Das Ergebnis: Nördliche Zonen, die zuvor 50-60 $/MW-Tag hinterherhinkten, lagen letzten Monat nur noch 20-35 $/MW-Tag zurück.

Was trieb die überdurchschnittlichen Zuwächse im Norden an?

Kältere Temperaturen erhöhen den Heizbedarf, was teurere Erzeuger an den Rand drängt und die Spanne zwischen Spitzen- und Schwachlastpreisen vergrößert.

Die Kältewelle traf den Norden härter als den Süden. In Albany sanken die durchschnittlichen Tiefstwerte während des Sturms auf nahezu 0 °F, in Buffalo auf 3 °F. In New York City und Long Island waren die Tiefstwerte mit 12 °F bzw. 11 °F weniger extrem.

Asymmetrisches Wetter führte zu asymmetrischen Preisen. Die Day-Ahead-TB4-Spreads in West haben sich im Jahresvergleich fast verdoppelt, von 145 $/MW-Tag auf 286 $/MW-Tag. Auch in North verdoppelten sie sich, von 161 $/MW-Tag auf 352 $/MW-Tag.

In den südlichen Zonen gab es kleinere Zuwächse oder sogar Rückgänge. Die Echtzeit-TB4-Spreads auf Long Island sanken im Jahresvergleich um 12 %.

Welche Rolle spielten Kapazitätspreise?

REAP war der Haupttreiber für die Annäherung der Referenzpreise, aber auch RCP trug moderat dazu bei.

Der RCP in den Zonen A bis E stieg von 0,57 $/kW-Monat auf 0,74 $/kW-Monat, ein Anstieg von 28 % im Jahresvergleich. In NYC fiel der RCP sogar von 1,37 $/kW-Monat auf 1,23 $/kW-Monat, ein Rückgang von 10 %, was einen 23%igen Rückgang der UCAP-Spotpreise in NYC widerspiegelt.

West's REAP hat sich jedoch von 36,29 $/MW-Tag auf 71,62 $/MW-Tag verdoppelt, und North's REAP mehr als verdoppelt, von 40,31 $/MW-Tag auf 88,00 $/MW-Tag. Die Energiearbitrage, nicht die Kapazität, schloss die Lücke.

Wie sorgten Echtzeitprämien für Mehrerlöse über den Referenzpreisen?

Nach dem Sturm stiegen die Echtzeitpreise auf fast 2.000 $/MWh, während die Day-Ahead-Preise unter 1.000 $/MWh blieben. Diese Divergenz schuf systematische Mehrerlöse für Batterien, die am Echtzeitmarkt agierten.

Die Echtzeit-Spreads übertrafen die Day-Ahead-Spreads in allen Zonen. NYISO-weit lagen die Echtzeit-TB4-Spreads im Durchschnitt bei 493 $/MW-Tag, 35 % höher als die Day-Ahead-TB4-Spreads mit 366 $/MW-Tag.

Das ist relevant, weil REAP auf Day-Ahead-Zonen-Spreads basiert. Batterien, die Echtzeit-Volatilität nutzen, können systematisch den Referenzpreis übertreffen und so entweder ihren Strike Price übertreffen oder von Anfang an wettbewerbsfähiger bieten.

Haben Ancillary Services Mehrwert über den Referenzpreis hinaus geschaffen?

Die Preise für Spinning Reserve stiegen am 24. Januar in NYC auf 228 $/MWh. Dieser eine Tag brachte über 50 % des monatlichen Reservewerts.

Auch die Preise für Regelenergie stiegen und folgten den Reserven während des Sturms eng. Die Muster waren in NYC, Südost-NY, Capital und allen anderen NY-Zonen ähnlich.

Ancillary Services stellen einen Mehrwert über den Referenzpreis hinaus dar. Batterien, die während des Sturms zusätzliche AS-Erlöse erzielten, konnten Werte abschöpfen, die weder im RCP noch im REAP abgebildet werden.

Wurden die Preise durch Nachfrage oder Angebot getrieben?

Die Preisspitzen wurden durch angebotsseitige Faktoren verursacht, nicht allein durch die Nachfrage.

Nach dem Sturm blieben die Preise hoch, selbst wenn die Nettonachfrage den Bedingungen von Januar 2025 entsprach. Bei 20-22 GW Nettonachfrage lagen die Preise im Januar 2025 meist unter 200 $/MWh. Die gleiche Nettonachfrage führte im Januar 2026 nach dem Sturm zu Preisen zwischen 200 $/MWh und 800 $/MWh.

Die durchschnittliche Last stieg im Jahresvergleich nur um 0,8 %. Die Spitzenlast nahm um 2,8 % zu. Diese moderaten Nachfragesteigerungen erklären die um ein Vielfaches höheren Preise im Vergleich zum Vorjahr nicht.

Erklärte der Erzeugungsmix die Preisreaktion?

Der Erzeugungsmix verschob sich, war aber nicht ungewöhnlich. Die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen stieg während der Kältewelle um 2 GW, um den erhöhten Bedarf zu decken. Erdgas- und Dual-Fuel-Anlagen fuhren morgens und abends hoch.

Das Dispatch-Muster entsprach jedoch dem übrigen Monat und Januar 2025. Der Erzeugungsmix allein erklärt die Preisspitzen nicht.

Gas trieb die überproportionalen Preisspitzen an

Die Gaspreise stiegen während der Kältewelle auf 31 $/MMBtu, von etwa 3 $/MMBtu zu Monatsbeginn. Eingeschränkte Pipeline-Kapazitäten und Einfrierungen führten zu einem knappen Angebot, während der Heizbedarf seinen Höhepunkt erreichte.

Die Energiepreise folgten den Gaspreisen während des gesamten Sturms eng. Die Kombination aus steigenden Brennstoffkosten und Erzeugungsengpässen trieb die Strompreise auf 700-800 $/MWh, deutlich über dem Niveau, das allein durch die Nachfrage erklärbar wäre.

Wo kann nodale Positionierung zusätzlichen Wert schaffen?

Nodale Preise brachten im Januar 2026 bis zu 30 $/MW-Tag zusätzliche Energiearbitrage gegenüber den zonalen Referenzpreisen. Die größten Vorteile gab es an Netzknoten in Zentral-New York. Der Cornell-Knoten lag mit 29,71 $/MW-Tag über dem Referenzpreis seiner Zone.

Auch die Far Rockaway-Knoten auf Long Island schnitten gut ab – mit etwa 21,64 $/MW-Tag über dem zonalen Referenzwert.

Eine Standortwahl an vorteilhaften Netzknoten ermöglicht es Entwicklern, niedrigere Strike Prices zu bieten oder zusätzliche Margen über dem Referenzpreis zu behalten. Mit zunehmendem Wettbewerb um ISC-Verträge wird die nodale Analyse für die Wirtschaftlichkeit von Projekten immer wichtiger.

Was zeigt der Januar für das Batteriepotenzial im NYISO?

Der Januar zeigte, dass sich die Wettbewerbsfähigkeit im Norden während winterlicher Stressereignisse erheblich verbessern kann. Der Anstieg der Referenzpreise im Norden um 74-90 % im Jahresvergleich verringerte den traditionellen Vorteil des Südens.

Diese Annäherung spiegelte einen systemweiten Brennstoffpreisschock wider, nicht etwa Übertragungsengpässe. Da nur minimale Staus den Import nach NYC und Long Island begrenzten, bewegten sich die Preise im Norden und Süden gemeinsam.

Dies muss jedoch nicht das einzige Muster für zukünftige Winter sein. Sollten weitere thermische Kraftwerke in NYC und Long Island stillgelegt werden und der Champlain Hudson Power Express bei Kälte nicht wie erwartet liefern, könnte der Süden wieder eine lokale Knappheit erleben und der Abstand erneut wachsen.

Für Entwickler, die ISC-Gebote prüfen, ist das Fazit differenziert: Winterliche Volatilität kann die Wettbewerbsfähigkeit im Norden steigern, wenn die Engpässe systemweit sind. Doch eine durch Übertragungsengpässe verursachte Knappheit im Süden bleibt möglich und könnte Projekte in NYC und Long Island bevorzugen.

Neben dem Referenzpreis selbst bieten Echtzeitmärkte, das Kombinieren von Ancillary Services und nodale Positionierung Möglichkeiten, den Benchmark zu übertreffen. Batterien mit vorteilhafter Standortwahl und operativer Flexibilität hätten während des Sturms ein Vielfaches des zonalen Benchmarks erzielen können.

Dies ist die erste Ausgabe des Benchmark-Reports von Modo Energy zu Batterieerlösen im NYISO. Abonnenten der Modo Energy Research erhalten Zugang zu detaillierten nodalen Daten und Benchmarks auf Anlagenebene im Modo Terminal.