Illinois vs. New York: Gleiche Speicherförderung, unterschiedliches Risiko

Am 1. September 2026 genehmigte die Illinois Commerce Commission (ICC) 600 MW an Indexed Storage Credit (ISC)-Verträgen zu einem durchschnittlichen Ausübungspreis von 442 $/MW-Tag. Bei einem ISC bietet ein Speicherprojekt einen Ausübungspreis an und erhält dann Zahlungen oder muss zurückzahlen, je nachdem, wie groß die Differenz zwischen diesem Preis und einem Referenzmarktpreis ist.

Es war die erste ISC-Beschaffung von Illinois auf dem Weg zum Ziel von 3 GW Speicherkapazität bis 2030. Die Illinois Power Agency (IPA) hatte in dieser Runde 1.038 MW angestrebt, sodass ein Defizit von 438 MW entstand.

Obwohl Illinois sowohl zu PJM als auch zu MISO gehört, entfällt das gesamte Defizit auf PJM. Die ComEd-Zone von PJM hatte ein Ziel von 588 MW und vergab nur ein Projekt mit 80 MW. Im Ameren-Gebiet von MISO lag das Ziel bei 450 MW, vergeben wurden vier Projekte mit insgesamt 520 MW. Die IPA hat nicht veröffentlicht, wie viele Gebote in beiden Zonen eingegangen sind.

Illinois ist eines von zwei Bundesstaaten, die im September ISC-Verträge vergeben haben. NYSERDA vergab in New York 950 MW aus einem Pool von 46 Geboten mit insgesamt 6,3 GW. Beide Programme sind Differenzverträge zwischen Ausübungspreis und Referenzpreis. Sie unterscheiden sich jedoch darin, wer bieten darf, wie Gewinner ausgewählt werden und wie viel Risiko die Projekte tragen.

Wichtige Erkenntnisse

Das gesamte Defizit aus der ersten ISC-Ausschreibung von Illinois entfällt auf die PJM-Seite des Bundesstaates. In der ComEd-Zone von PJM wurden 80 MW von 588 MW Ziel vergeben, während im Ameren-Gebiet von MISO 520 MW von 450 MW Ziel vergeben wurden.
Bei einem durchschnittlichen Ausübungspreis von 442 $/MW-Tag hätten die Ameren-Projekte der Versorgungsfirma an jedem Tag von Juni bis August 2025 Geld zurückgezahlt, da der Kapazitätspreis im Sommer bei MISO hoch war. Über die 12 Monate bis Mai 2026 hätte der Vertrag den Projekten dennoch netto 27.400 $/MW eingebracht.
Illinois wählte die Gewinner ausschließlich nach Preis aus und genehmigte sie sechs Tage nach Ende der Ausschreibungsfrist. NYSERDA bewertete neben dem Ausübungspreis auch nicht-preisliche Faktoren und benötigte rund acht Monate für die Auswahl der Gewinner.
Von Illinois ausgewählte Projekte tragen mehr Risiko als jene in New York. Rückzahlungen sind nicht gedeckelt, und ein erzwungener Ausfall reduziert zwar die Auszahlung an das Projekt, aber nicht dessen Rückzahlungspflicht.

Was ist der Indexed Storage Credit?

Der ISC funktioniert wie ein Differenzvertrag. Jedes Projekt bietet einen Ausübungspreis. Der Vertrag zahlt die Differenz zwischen diesem Preis und einem Referenzpreis, der schätzt, was eine Modellbatterie am Energie- und Kapazitätsmarkt verdienen könnte. Liegt der Referenzpreis über dem Ausübungspreis, zahlt das Projekt die Differenz zurück.

Der Referenzpreis besteht aus zwei Teilen. Die Energiekoponente basiert auf zonalen Day-Ahead Top-Bottom (TB)-Spreads, angepasst an eine angenommene Rundreise-Effizienz. Die Kapazitätskomponente ist ein Kapazitätspreis multipliziert mit einem Akkreditierungsfaktor.

In Illinois ist die ISC-Berechtigung auf vierstündige, eigenständige Batterien beschränkt. Daher nutzt die Energiekoponente immer den TB4-Spread der jeweiligen Lastzone (die Differenz zwischen den vier teuersten und vier günstigsten Stunden eines Tages) bei einer festen Rundreise-Effizienz von 85 %.

Der Kapazitätspreis ist der Auktionspreis des RTO: Im Ameren-Gebiet von MISO der saisonale Planning Resource Auction (PRA)-Preis, in ComEd von PJM der Base Residual Auction (BRA)-Preis. Die Akkreditierung entspricht der eigenen Bewertung des Projekts, wie sie vom RTO genehmigt und jedes Jahr im Mai aktualisiert wird.

Der ISC wird täglich gegen einen Referenzpreis je Versorger berechnet, wobei Ameren Illinois und ComEd die Gegenparteien sind.