​New England's Clean Energy Connect (NECEC), eine 1,2 GW Importleitung, begann am 16. Januar 2026 mit der kommerziellen Stromlieferung an ISO-NE. Sie transportiert günstigen kanadischen Wasserkraftstrom an einen einzigen Netzknoten in Maine und wurde für einen Betrieb nahe der vollen Kapazität gebaut. Vom Starttermin bis Ende Mai lief sie an den meisten Tagen nahezu mit voller Leistung, mit einer mehrtägigen Störung im April und einer weiteren Störung von Ende Mai bis Anfang Juni. Diese Ausfälle ermöglichen es, das Netz mit und ohne Leitung direkt zu vergleichen.

Wichtige Erkenntnisse

• NECEC senkte die Day-Ahead-Preise im gesamten ISO-NE und machte Maine zu jeder Stunde zur günstigsten Zone. Der Preisabschlag von Maine zum Pool verdoppelte sich von 3 $/MWh Anfang 2025 auf 6 $/MWh an Tagen mit Online-Betrieb.
• Day-Ahead-Spreads, also die Erträge aus Speichern, die günstig kaufen und teuer verkaufen, weiteten sich nicht aus, und Maine erhielt keinen Standortvorteil. An Online-Frühlingstagen stieg der Day-Ahead TB4 in Maine um etwa 21 % und im Pool um 23 %.
• Die Realzeitpreise entfernten sich vom Day-Ahead-Markt. An Online-Frühlingstagen lag der Realzeit-TB4 in Maine um 43 $/MW-Tag über dem Pool, gegenüber 19 $/MW-Tag ohne die Leitung. Diese Differenz zeigt sich nicht im Day-Ahead.
• Der Realzeit-Aufschlag ist bedingt. Er hängt von etwa jedem fünften Online-Tag ab, an dem NECEC mehr als 300 MW schwankt. An Tagen mit konstantem Durchfluss ist der Aufschlag moderat, an Rampen-/Abschalttagen steigt er auf +57 $/MW-Tag im Frühling und +125 $/MW-Tag im Winter.

NECEC bringt günstigere Energie, Maine bleibt günstigste Region

Eine Einspeisung von 1 GW nahezu kostenloser Energie senkt den Clearingpreis in der gesamten Region. Die Day-Ahead-Preise fielen am stärksten in den teuren Stunden der Übergangsmonate, wenn der Import Spitzenlastkraftwerke verdrängt. Die Energie landet in Maine, daher war dort die Preisdifferenz am größten. Die Schnittstelle New Hampshire–Maine wurde häufig eng, was zu negativer Netzüberlastung führte. Der Abschlag von Maine zum Pool verdoppelte sich etwa, von 3 $/MWh Anfang 2025 auf 6 $/MWh an Online-Tagen.

Während der Ausfälle im April und Mai verschwand der Abschlag kurzzeitig – ein klares Zeichen, dass er von der Leitung stammt. Der Abschlag gilt für alle Stunden. Maine liegt zu jeder Stunde unter allen anderen ISO-NE-Lastzonen, am stärksten zur Mittagszeit bei etwa 10 $/MWh, wenn Importe und Solarenergie zusammenfallen.

Day-Ahead-Spreads haben sich nicht ausgeweitet

An vergleichbaren Frühlingstagen fielen die vier teuersten Stunden um 7 %, wenn die Leitung lief, während die vier günstigsten stiegen – der Day-Ahead-TB4 wurde also eher enger als weiter. Bei der Standortwahl zeigte sich der Anstieg gleichmäßig über alle Zonen. Maine und der Rest von ISO-NE lagen nur zwei Punkte auseinander, und Day-Ahead bringt Maine keinen Standortvorteil.

Im Winter könnte sich der Spread ausgeweitet haben, was jedoch durch eine Kältewelle im Januar 2026 verursacht worden sein könnte. Alternativ könnten sich die Frühlingstrends auch auf andere Saisons übertragen, da saisonale Schwankungen sowohl Online- als auch Ausfalltage beeinflussen.