​Der Day-Ahead Nebenleistungsmarkt (DA A/S) wurde am 1. März 2025 bei ISO New England eingeführt. Er ersetzte den Forward Reserve Market und optimiert Energie und Nebenleistungen im Day-Ahead-Prozess gemeinsam in einem täglichen Clearing. Im Winter entfielen 60 % auf das erste volle Jahr, doch selbst das unterschätzt, wie stark die Kosten konzentriert waren.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Wintersturm Fern (25.–29. Januar 2026) verursachte 40 % der Kosten, 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 %, was das deutlichste Signal für verbesserte Zuverlässigkeit im Markt ist.
• ISO-NE hat verschiedene Reformen vorgeschlagen, darunter einen auf Brennstoffkosten basierenden Mindestpreis für den Strike-Preis, mit geplanter Umsetzung im 4. Quartal 2026.

TMNSR trug mehr als die Hälfte des ersten Jahrespools.

DA A/S klärt 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 entfielen auf TMNSR 114 Millionen US-Dollar (43 %), auf TMSR 74 Millionen US-Dollar und auf TMOR 60 Millionen US-Dollar. Der Winter 2026 verstärkte das Muster, als allein im Quartal 65 Millionen US-Dollar auf TMNSR entfielen.

Zwölf Tage machten die Hälfte des Umsatzes aus, aber hohe Kosten zwingen ISO-NE zu Änderungen im Marktdesign.

Der Internal Market Monitor (IMM) schätzte, dass DA A/S die Gesamtkosten im ersten Jahr gegenüber dem vorherigen Energy-only-Design um 974 Millionen US-Dollar erhöhte, was etwa 9 % (8,23 $/MWh) der versorgten Last entspricht. Dieser Wert lag deutlich über der ursprünglichen Einschätzung von ISO-NE aus dem Jahr 2023 von 140 Millionen US-Dollar 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) gegenüber dem Referenzzeitraum 2019–2021.

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

Gasturbinen dominierten das Clearing und verbesserten ihre Verfügbarkeit.

• Mit Öl betriebene Gasturbinen (CT) machten monatlich 40–50 % der abgewickelten DA A/S-MWh aus
• Gasbetriebene CTs steuerten 10–20 % bei
• GuD-Anlagen führten bei TMSR

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

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

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