​Der Day-Ahead Ancillary Services (DA A/S Markt) startete in ISO New England am 1. März 2025. Er ersetzte den Forward Reserve Market und koordiniert die Day-Ahead-Energie- und Nebenleistungen in einem einzigen täglichen Clearing. Im Winter entfielen 60 % auf das erste volle Jahr, aber selbst das unterschätzt, wie konzentriert die Kosten waren.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der Wintersturm Fern (25.–29. Januar 2026) verursachte 40 %, und ein einzelner Tag (27. Januar 2026) machte 18 % aus.
• Die Ausfallrate von Gasturbinen sank nach Einführung von DA A/S von 18 % auf 11 % – das deutlichste Zuverlässigkeitssignal des Marktes.
• ISO-NE hat verschiedene Reformen vorgeschlagen, darunter einen brennstoffkostenbasierten Mindestpreis für den Strike Price, mit geplanter Umsetzung im 4. Quartal 2026.

TMNSR trug mehr als die Hälfte des ersten Jahrespools.

DA A/S handelt drei Reserveprodukte im Day-Ahead: Zehn-Minuten-Spinning-Reserve (TMSR), Zehn-Minuten-Non-Spin-Reserve (TMNSR) und Dreißig-Minuten-Betriebsreserve (TMOR).

Im gesamten ersten Jahr wurden für TMNSR 114 Mio. $ (43 %), für TMSR 74 Mio. $ und für TMOR 60 Mio. $ abgerechnet. Der Winter 2026 verstärkte das Muster, als TMNSR allein in einem Quartal 65 Mio. $ ausmachte.

Zwölf Tage sorgten für die Hälfte der Einnahmen, aber hohe Kosten führen zu einer Änderung des Marktmechanismus von ISO-NE.

Der Internal Market Monitor (IMM) schätzt, dass DA A/S die Gesamtkosten im ersten Jahr gegenüber dem vorherigen Energie-Only-Design um 974 Mio. $ erhöht hat – etwa 9 % (8,23 $/MWh) der belieferten Last. Dieser Wert lag weit über der ursprünglichen Prognose von ISO-NE aus 2023 von 140 Mio. $ pro Jahr.

Etwa 75 % der Abweichung von der ursprünglichen Schätzung lassen sich durch veränderte Marktbedingungen erklären:

• Erdgaspreise haben sich verdoppelt (3→7 $/MMBtu) und die Day-Ahead Hub LMPs stiegen um 113 % (33→71 $/MWh) im Vergleich zum Referenzzeitraum 2019–2021.

Innerhalb dieser erhöhten Gesamtkosten war die Verteilung extrem. Der Wintersturm Fern (25.–29. Januar 2026) verursachte 40 %, und allein der 27. Januar 2026 machte 18 % aus. Außerhalb dieser zwölf Tage lagen die DA A/S-Kosten nahe am wettbewerblichen Benchmark des IMM. Eine weitere vorgeschlagene Reform sieht vor, das Pay-for-Performance-Limit (und die zugehörige Strafe) von 9.337 $ auf 3.500 $ zu senken.

Gasturbinen dominierten das Clearing und verbesserten ihre Verfügbarkeit.

• Ölbasierte Gasturbinen (CT) stellten monatlich 40–50 % der zugeteilten DA A/S MWh
• Gas-Gasturbinen ergänzten 10–20 %
• GuD-Anlagen führten bei TMSR

Die Ausfallrate von Gasturbinen (CT) sank von durchschnittlich 18 % in den Jahren vor DA A/S auf 11 % nach der Einführung. CTs erzielen nun etwa 3,53 $/kW-Monat aus DA A/S, verglichen mit 1,30 $/kW-Monat im früheren Forward Reserve Market. DA A/S macht jetzt etwa die Hälfte des gesamten CT-Umsatzes aus.

ISO-NE schlägt einen Brennstoffkosten-Mindestpreis vor, der den Nebenleistungsmarkt verändern würde

Aufgrund der unerwarteten Kostensteigerungen hat ISO-NE vorgeschlagen, einen auf CT-Brennstoffkosten basierenden Mindestpreis für den Strike Price einzuführen, mit geplanter Umsetzung im 4. Quartal 2026.

Der Mindestpreis lag im betrachteten Zeitraum im Schnitt bei etwa 141 $/MWh. Er greift, wenn der prognostizierte RT Hub LMP unter etwa 131 $/MWh liegt, also meist in Neben- und Schwachlaststunden. Der CT-Mindestpreis adressiert die Untergrenze, indem er den Strike Price über die Grenzkosten einer Gasturbine anhebt. Er ändert jedoch nichts an der Exposure in Hochpreisstunden, die den Großteil der Nettokosten von DA A/S verursachten.

Was die Reform der Nebenleistungen für ISO-NE BESS-Betreiber bedeutet

Die Kosten für ISO-NE DA A/S lagen im ersten Jahr bei durchschnittlich 2,10 $/MWh Last, verglichen mit 1,39 $/MWh für ein vergleichbares NYISO-Design. Der Großteil dieses Aufschlags spiegelt die Call-Option-Abrechnung wider, die stärkere Echtzeit-Performance-Anreize setzt als der Forward-Sale-Ansatz von NYISO.

Der Mindestpreis wird die Einnahmen in normalen Stunden auf NYISO-Niveau drücken, sodass die Day-Ahead-Positionierung bei Preisspitzen für BESS-Betreiber entscheidend bleibt, um Chancen zu nutzen und Risiken zu begrenzen. Mit Annäherung an den Peak wird die Winterverfügbarkeit wichtiger, da das System im Winter am angespanntesten ist und weniger Importkapazität besteht.