​Die Batterie-Chancen im NYISO entwickeln sich langsam, erreichen ihren Höhepunkt spät und bleiben anschließend stabil. TB4-Spreads starten bei 50.000 $/MW-Jahr, sinken bis 2030 auf 39.000 $/MW-Jahr, erholen sich bis 2041 auf 55.000 $/MW-Jahr und bleiben bis 2049 über 50.000 $/MW-Jahr. Die zugrundeliegenden Großhandelspreise zeigen einen ähnlichen Verlauf: Rund-um-die-Uhr-Preise (ATC) fallen von 38,5 $/MWh auf 33 $/MWh bis 2028, steigen bis 2041 auf 49 $/MWh und pendeln sich dann bei 37 $/MWh ein.

Die jährliche Nachfrage wächst im Prognosezeitraum um 55 %, wobei die Spitzenlast von 28,5 GW auf 44,6 GW steigt. Das System bleibt durchgehend gaslastig, der Anteil von Erdgas steigt von 42 % auf 53 % der Gesamtversorgung.

Die Upstate-Zonen bieten die größten Arbitragemöglichkeiten, getrieben durch stärkere Preistäler am Mittag aufgrund von Solarstrom hinter dem Zähler. Im Downstate-Bereich bietet New York City die höchsten Kapazitätspreise, was die anhaltenden Übertragungsengpässe widerspiegelt, die die Zone angespannt halten.

Wichtigste Erkenntnisse

• Nachdem der Interconnection Queue um 2030 abgearbeitet ist, setzt das Expansionsmodell von Modo Energy im nächsten Jahrzehnt hauptsächlich auf Gas. Neue Front-of-Meter-Solar- oder Batteriekapazitäten entstehen erst Anfang der 2040er Jahre, wenn steigende Preise eine zweite Ausbaurunde wirtschaftlich machen.
• Neue Übertragungsleitungen, einschließlich CHPE, ermöglichen Nettoimporte von 29 TWh bis Ende der 2030er Jahre. Danach sinken die Importe bis 2049 auf 4 TWh, da die lokale Versorgung die Nachfrage deckt.
• Das System erreicht in den späten 2030ern seinen Lastspitzenpunkt im Winter, was eine zweite Ertragssaison für Batterien schafft, ohne die Sommerchancen zu schmälern. Der NYISO-Nachfrageartikel von Modo Energy beleuchtet diesen Wandel im Detail.
• Die durchschnittlichen TB4-Spreads liegen bis 2049 zwischen 39.000 $ und 55.000 $/MW-Jahr. Batteriebetreiber erzielen über den gesamten Prognosezeitraum stabile Erträge.
• Die westlichen Zonen (A und B) erreichen bis 2041 TB4-Spreads von 77.000 $/MW-Jahr, fast doppelt so viel wie die 41.000 $/MW-Jahr in NYC. Allerdings erreichen die Kapazitätspreise in NYC 62 $/kW-Monat und schaffen damit einen zweiten Einnahmestrom, der Arbitrageverluste ausgleichen kann.

Gas dominiert das neue Angebot, während Erneuerbare bis in die 2030er stagnieren

Die jährliche Stromerzeugung aus Erdgas verdoppelt sich nahezu von 59 TWh auf 114 TWh. Der Anteil am Gesamtangebot steigt von 42 % auf 53 %. Die Auslastung der Gaskraftwerke nimmt ebenfalls von 26 % auf 42 % zu, da die Anlagen häufiger laufen, um die wachsende Nachfrage zu decken.

Kernenergie (25 TWh) und Wasserkraft (26 TWh) bleiben im gesamten Prognosezeitraum konstant.

Solar wächst von 2,0 auf 14,8 TWh und Wind von 8,8 auf 32,0 TWh. Zusammen erreichen sie bis 2049 einen Anteil von 22 % an der Versorgung. Dennoch bleiben Erneuerbare während des gesamten Prognosezeitraums eine Minderheit im Erzeugungsmix.

Nachdem der aktuelle Interconnection Queue etwa 2030 abgearbeitet ist, bevorzugt das Expansionsmodell von Modo Energy Gas als primäre neue Technologie. Neue Front-of-Meter-Solaranlagen entstehen erst ab 2040. Die Batteriekapazität stagniert bis Anfang der 2040er bei 5,6 GW, bevor eine zweite Ausbaurunde sie auf 7,4 GW anhebt.

Die Nettoimporte in das NYISO steigen bis Ende der 2030er auf fast 29 TWh, da CHPE kanadische Wasserkraft nach Downstate New York bringt. Danach sinken die Importe bis 2049 kontinuierlich auf 4 TWh, da der steigende lokale Bedarf durch neue heimische Kapazitäten gedeckt wird.

Durch diesen Erzeugungsmix bestimmt Gas in den meisten Zonen an den meisten Tagen sowohl den Höchst- als auch den Tiefstpreis. Die Arbitragemöglichkeiten für Batterien hängen somit davon ab, wann Gas am stärksten läuft und wann Solar hinter dem Zähler die Mittagsnachfrage drückt.

Preise folgen einer langen Welle: Angebot hinkt der Nachfrage hinterher und holt dann auf

Die ATC-Preise fallen von 38,5 $/MWh im Jahr 2026 auf 33 $/MWh im Jahr 2028, steigen bis 2041 auf 49 $/MWh und pendeln sich dann bei 37 $/MWh ein. Das System erlebt nie eine akute Versorgungsknappheit, da Gas – die günstigste, fest einsetzbare Kapazität im Modell – kontinuierlich mit der Nachfrage ausgebaut wird, um die kurzfristige Versorgungssicherheit sicherzustellen.

Der Rückgang nach 2041 fällt mit dem Angebotsausbau zusammen. Die erneuerbare Kapazität wächst zwischen 2041 und 2049 um etwa 50 %, da Solar und Wind skalieren. Die Gaskapazität steigt um 30 %, um die Winterspitzen zu bedienen und Spielraum zu schaffen. Gleichzeitig verlangsamt sich das Nachfragewachstum von etwa 3 % auf unter 2 % pro Jahr.

Zone J (NYC) weist durchgehend einen wachsenden Aufschlag gegenüber den Upstate-Zonen auf. Die Preisdifferenz zwischen NYC und den Zonen A/B steigt von unter 1 $/MWh im Jahr 2026 auf 17 $/MWh bis 2049, da Übertragungsengpässe die Preise im Downstate hoch halten, während die Upstate-Preise im Prognosezeitraum um etwa 17 % sinken.

Mittagspreise fallen, während Nachtpreise steigen – Höhepunkt in den frühen 2040ern

Die stündlichen Preismuster werden steiler, da die Elektrifizierung die Last in die Abend- und Nachtstunden verlagert. 2026 liegt der ganzjährige TB1-Spread bei etwa 31 $/MWh. Bis 2040 weitet er sich auf 37 $/MWh aus, da die Nachtpreise auf 63 $/MWh steigen, während das Mittagstal bei etwa 26 $/MWh bleibt.

Nach 2040 sinken sowohl der nächtliche Höchstpreis als auch das mittägliche Preisminimum, da neues Angebot auf den Markt kommt. Der Spread verengt sich leicht, bleibt aber bis 2049 über 30 $/MWh und erhält so das zentrale Arbitragefenster, selbst wenn das absolute Preisniveau sinkt.

Die saisonalen Profile erzählen unterschiedliche Geschichten: Winterprofile sind im gesamten Prognosezeitraum steiler und höher, mit Nachtpreisen über 100 $/MWh bis 2040. Im Gegensatz dazu zeigen die Sommerprofile die tiefsten Mittagstäler, da Solar hinter dem Zähler die Nachmittagsnachfrage drückt. In den späten 2040ern fallen die Sommermittagspreise in einigen Jahren unter 11 $/MWh.

Der Nachfrageartikel von Modo Energy zeigt, wie Gebäudeelektrifizierung und das Laden von Elektrofahrzeugen bis 2050 ein 9-stündiges Winter-Entladefenster schaffen. Die obigen Preismuster spiegeln diesen strukturellen Wandel im Lastprofil wider.

TB4-Spreads bleiben stabil und bewegen sich bis 2049 zwischen 39.000 und 55.000 $/MW-Jahr

Die Bewegungen der Großhandelspreise bestimmen die TB4-Spreads. Dies ist der zentrale Arbitrageerlös, den eine Batterie im NYISO erzielen kann.

NYISO-weite TB4-Spreads folgen einer flachen U-Kurve: 50.000 $/MW-Jahr in 2026, ein Tiefpunkt von 39.000 $/MW-Jahr in 2030, Anstieg auf 55.000 $/MW-Jahr bis 2041 und bleiben bis 2049 auf 51.000 $/MW-Jahr.

Die Unterschiede zwischen den Zonen sind erheblich. Die Zonen A und B steigen bis 2041 auf 77.000 $/MW-Jahr, getrieben durch große, solarinduzierte tägliche Preisschwankungen, bevor sie auf 61.000 $/MW-Jahr zurückgehen. Zone J bleibt flacher und erreicht bis 2041 nur 41.000 $/MW-Jahr. In NYC bestimmt Gas sowohl Spitzen- als auch Tiefstpreise, was zu weniger Mittagspreis-Kompression führt.

Zum Vergleich: NYISO-weite TB4-Spreads lagen im Durchschnitt von 2019 bis 2024 bei 34.000 $/MW-Jahr, mit einer Spanne von 18.000 $ im Jahr 2020 bis 66.000 $ im Jahr 2022. Die Prognose von 39.000–55.000 $/MW-Jahr liegt somit durchgehend über dem historischen Mittel.

NYC-Kapazitätspreise erreichen 62 $/kW-Monat – aber die Akkreditierung entscheidet, was Batterien tatsächlich verdienen

Kapazitätspreise bilden eine eigenständige Erlösquelle. NYC führt mit 20,7 $/kW-Monat in 2026, steigt auf 62 $/kW-Monat bis 2044 und hält damit einen fast fünffachen Aufschlag gegenüber anderen Regionen.

Long Island ist am volatilsten, schwankt von unter 2 $/kW-Monat auf über 30 $/kW-Monat, bevor es sich in den 2040ern an die anderen Nicht-NYC-Zonen angleicht.

Allerdings spiegeln die veröffentlichten Kapazitätspreise nicht wider, was eine Batterie tatsächlich verdient. Die Capacity Accreditation Factors (CAFs) mindern den Beitrag einer Ressource je nach Dauer und Verfügbarkeit in Spitzenstunden. Eine 4-Stunden-Batterie erhält einen CAF deutlich unter 1,0, sodass die realisierten Erlöse deutlich unter dem Clearingpreis liegen. Die Prognose von Modo Energy enthält zonen- und jahresspezifische CAFs für Abonnenten.

Was bedeutet das für Entwickler, Investoren und Kreditgeber?

Das Investment-Case für NYISO ist nicht auf das Timing eines Peaks ausgerichtet. TB4-Spreads bleiben 24 Jahre lang über 39.000 $/MW-Jahr. Die entscheidende Frage ist, ob sich die gestapelten Einnahmen – Arbitrage plus Kapazität plus eventueller Index Storage Credit (ISC) Vertrag – nach Abzug von Rundtripverlusten, Degradation und unvollständiger Steuerung rechnen.

Die Geografie bestimmt die Erlösstruktur: NYC bietet durch Kapazitätszahlungen und ISC-Berechtigung die höchsten Gesamterträge. Die Upstate-Zonen bieten größere TB4-Spreads, sind jedoch stärker von der Performance am Energiemarkt abhängig.

Die Prognose von Modo Energy deckt alle drei Einnahmequellen sowie Systemdienstleistungen nach Zone und Jahr ab. Für eine vollständige Erläuterung, wie diese Annahmen auf Projektebene wirken, kontaktieren Sie bitte aaron@modoenergy.com.