Die Energiepreise in ISO-NE stiegen im Mai 2026 im Vergleich zum Vorjahr, wobei sich die Zuwächse auf die Abendspitze konzentrierten. Die Echtzeitpreise im Internal Hub lagen im Durchschnitt bei 49 $/MWh, gegenüber 33 $ im Mai 2025. Die Day-Ahead-Preise lagen im Durchschnitt bei 46 $/MWh, gegenüber 35 $.

Auch der Arbitragewert für Batterien stieg mit den Preisen. Die Top-Bottom (TB) Spreads über vier Stunden am Internal Hub lagen im Echtzeitbetrieb durchschnittlich bei 214 $/MW-Tag, 85 % über dem Vorjahreswert. Das Thema des Monats ist ein engerer Abendmarkt und eine größere Lücke zwischen Mittags- und Abendpreisen.

Die Last blieb den größten Teil des Monats moderat und lag im Durchschnitt bei 10,8 GW. Eine warme Periode vom 18. bis 20. Mai trieb die Nachfrage jedoch auf einen monatlichen Höchstwert von 18,9 GW. Dieser Anstieg sorgte kurzzeitig für eine Verengung im System und führte zu den höchsten Preisen des Monats.

Wichtigste Erkenntnisse

• Echtzeitpreise am Internal Hub lagen im Durchschnitt bei 49 $/MWh, gegenüber 33 $ im Vorjahr. Day-Ahead-Preise lagen im Durchschnitt bei 46 $/MWh.
• Die Zuwächse konzentrierten sich auf den Abend, nicht über den ganzen Tag hinweg. Mittags lagen die Echtzeitpreise im Durchschnitt bei 40 $/MWh und um 19 Uhr bei 67 $, wodurch sich die Preisspanne innerhalb des Tages, die Batterien nutzen können, vergrößerte.
• Vierstündige Echtzeit-TB-Spreads lagen im Durchschnitt bei 214 $/MW-Tag, ein Anstieg von 85 % im Jahresvergleich. Die Spreads im Mai entsprechen eher den 177 $ im April, liegen aber unter dem wetterbedingten Winterhoch von 491 $ im Januar.
• Maine verzeichnete die größten vierstündigen Echtzeitspreads mit 263 $/MW-Tag, Connecticut die geringsten mit 204 $. Maine hatte zudem die niedrigsten durchschnittlichen Energiepreise.
• Die Kernkraft kehrte nach der Betankung zurück und die Windstromerzeugung stieg um 70 % gegenüber 2025, da Offshore-Kapazitäten ans Netz gingen. Die Windkraft erzielte eine Capture Rate von 103 %.

Echtzeitpreise im Durchschnitt bei 49 $/MWh, Zuwächse in der Abendspitze

Die Echtzeitpreise im Internal Hub lagen im Mai 2026 im Durchschnitt bei 49 $/MWh, gegenüber 33 $ im Mai 2025. Die Day-Ahead-Preise lagen im Durchschnitt bei 46 $/MWh, gegenüber 35 $.

Der Anstieg war kein breiter Zuwachs über alle Stunden. Die stündlichen Echtzeitpreise blieben mittags bei 40 $/MWh und erreichten um 19 Uhr einen Höchststand von 67 $/MWh, als die Solarproduktion abnahm und die Nachfrage am Abend anstieg. Die durchschnittliche Spitzenlast stieg nur um 4 % auf 13,6 GW. Die Zuwächse spiegeln eher die Enge am Abend als ein Lastwachstum wider, und die größere Preisspanne innerhalb des Tages führte zu den höheren Spreads.

Die Preise variierten auch je nach Zone. Maine war mit 38 $/MWh im Day-Ahead am günstigsten. Südost-Massachusetts und die Boston-Zone waren mit 46,5 $/MWh am teuersten.

Gas deckte 46 % der Erzeugung, während Kernkraft nach der Betankung zurückkehrte

Erdgas stellte durchschnittlich 4,4 GW bereit, was 46 % der regionalen Erzeugung entspricht. Das ist ein Rückgang gegenüber 5,2 GW im Mai 2025.

Die Kernkraftleistung erholte sich im Laufe des Monats. Seabrook und Millstone kehrten nach den Frühjahrs-Betankungsstillständen zurück, wodurch die Kernkraft von etwa 1,2 GW am 1. Mai auf etwa 3,0 GW am 31. Mai anstieg. Der Monatsdurchschnitt betrug 2,6 GW.

Windstrom stieg um 70 % auf 503 GWh und erzielte 103 % des Durchschnittspreises

Die Windstromerzeugung belief sich im Mai 2026 auf insgesamt 503 GWh, gegenüber 297 GWh im Vorjahr. Der Anstieg folgt der neuen Offshore-Kapazität, da Vineyard Wind im März 2026 die letzten Turbinenblätter installiert hat.

Die Capture Rate der Windkraft erreichte 103 %, gegenüber 97 % im Mai 2025, trotz des starken Anstiegs der Produktion. Ein Erzeugungsschub kann dazu führen, dass eigene Stunden kannibalisiert werden und die Capture Rate unter 100 % sinkt. ISO-NE-Windkraft konnte dies vermeiden, da ihr Produktionsprofil entgegengesetzt zur Solarenergie verläuft. Mittags, wenn Solarenergie den Markt überschwemmt und die Preise am niedrigsten sind, lag die Windleistung im Durchschnitt bei 554 MW. Vom späten Nachmittag bis in die Nacht, wenn die Preise höher sind, lag die Windleistung im Durchschnitt bei 754 MW. Dieses Profil, nicht das reine Volumen, hielt die Capture Rate über 100 %. Mit einem Anteil von 6 % an der Versorgung ist Windkraft zu klein, um die Abendspitze zu beeinflussen, sodass eine überdurchschnittliche Capture Rate und steigende Systempreise gleichzeitig möglich sind.

Echtzeitspreads über vier Stunden lagen im Durchschnitt bei 214 $/MW-Tag, am höchsten in Maine

Die vierstündigen Echtzeit-TB-Spreads am Internal Hub lagen im Durchschnitt bei 214 $/MW-Tag, ein Anstieg von 85 % gegenüber Mai 2025. Die Day-Ahead-Spreads über vier Stunden lagen im Durchschnitt bei 117 $/MW-Tag, ein Plus von 31 %.

Dieser Wert ist im Jahresvergleich stark, spiegelt jedoch die geringeren Frühjahrschancen Neuenglands im Vergleich zum Winter wider. Er liegt über den 177 $/MW-Tag im April, aber deutlich unter den Winterhöchstständen, mit 491 $ im Januar 2026 und 404 $/MW-Tag im Februar.

Die Spreads variierten in der Region deutlich entlang eines Nord-Süd-Gefälles. Maine wies die größten vierstündigen Echtzeitspreads mit 263 $/MW-Tag auf. Connecticut hatte die geringsten mit 204 $. Auch der Day-Ahead-Markt folgte dieser Reihenfolge: Maine mit 138 $/MW-Tag, Connecticut mit 110 $. Die Nord-Süd-Übertragungsbeschränkung führt in Maine zu einem Angebotsüberschuss, wodurch die Preise dort unter dem Rest von ISO-NE liegen. Die 1.200 MW Hydro-Québec-Importe durch NECEC, die im Januar 2026 in Betrieb genommen wurden, verstärken dieses Überangebot, vertiefen die Preistäler in Maine und vergrößern die Top-Bottom-Spanne, selbst wenn die Durchschnittspreise niedrig bleiben.

Systemdienstleistungen bleiben ein kleiner, batteriegetriebener Markt

Arbitrage bestimmte den Wert, und Systemdienstleistungen trugen für Speicher nur am Rande bei. Im Mai lag der Day-Ahead-Preis für zehnminütige Spinning Reserves bei 11 $/MWh und für langsamere Produkte bei 7 $. Regelleistung wurde zu 7,5 $/MWh abgerechnet.

Diese Monatsdurchschnitte verdecken einen deutlichen Ausschlag: Am 19. Mai trieb eine hitzebedingte Nachfragespitze die Day-Ahead-Reserven auf 40 $/MWh und die Regelleistung auf 23 $. Die Spitzenlast erreichte am 19. Mai 18,8 GW und am 20. Mai 18,9 GW, deutlich über der üblichen abendlichen Spitzenlast von 13,6 GW. Die Day-Ahead-Energiepreise erreichten mit 88 $/MWh am selben Tag ihren Monatshöchstwert. Energie- und Reservepreise stiegen gemeinsam, sodass der Ausschlag eine systemweite Knappheit widerspiegelt und nicht speziell den Reservemarkt betrifft.

Batterien konzentrieren sich auf diesen Markt und halten 84 % der von ISO-NE abgerechneten Regelleistungskapazität. Die Regelleistung ist jedoch ein kleiner Markt, und bei den größeren Reserveprodukten sind Batterien weniger dominant.

Was der Mai für ISO-NE-Batterien signalisiert

Der Mai ist für Neuengland ein Übergangsmonat. Die Spreads haben sich im Jahresvergleich vergrößert, blieben aber deutlich unter dem Januar-Höchstwert von 491 $. Der klarste Wert entstand in einer heißen Phase vom 18. bis 20. Mai. ISO-NE vergütet Batterien am besten, wenn Winterheizungen und Sommerklimaanlagen das System fordern.

Die Kernkraft ist vor der Sommernachfrage wieder voll am Netz, und die Prognose für 2046 von ISO-NE rechnet mit weiter steigendem Bedarf. Höhere Sommerlastspitzen und mehr erneuerbare Erzeugung dürften die Intraday-Volatilität erhöhen und damit die Batterieerlöse steigern.