​New England's Clean Energy Connect (NECEC), eine 1,2 GW Importleitung, hat am 16. Januar 2026 den kommerziellen Betrieb bei ISO-NE aufgenommen. Sie transportiert günstigen kanadischen Wasserkraftstrom an einen einzigen Netzknotenpunkt nach Maine und wurde für einen Betrieb nahe der Volllast gebaut. Vom Starttermin bis Ende Mai lief sie an den meisten Tagen fast durchgehend, mit einer mehrtägigen Störung im April und einer weiteren Unterbrechung von Ende Mai bis Anfang Juni. Diese Ausfälle ermöglichen es, das Netz mit und ohne Leitung zu vergleichen.

Wichtige Erkenntnisse

• NECEC senkte die Day-Ahead-Preise in ganz ISO-NE und machte Maine zu jeder Stunde zur günstigsten Zone. Der Preisabschlag von Maine gegenüber dem Gesamtpool verdoppelte sich von 3 $/MWh Anfang 2025 auf 6 $/MWh an Tagen mit Leitung.
• Day-Ahead-Spreads, also die Gewinne aus Speichern, die günstig einkaufen und teuer verkaufen, haben sich nicht vergrößert und Maine erhielt keinen Standortvorteil. An Frühlingstagen mit Leitung stieg der Day-Ahead TB4 in Maine um etwa 21 % und im Pool um 23 %.
• Echtzeitpreise entfernten sich vom Day-Ahead-Markt. An Frühlingstagen mit Leitung lag Maines Echtzeit-TB4 um 43 $/MW-Tag über dem Pool, verglichen mit 19 $/MW-Tag ohne Leitung. Dieser Unterschied zeigt sich nicht im Day-Ahead.
• Die Echtzeitprämie ist bedingt. Sie hängt von etwa einem von fünf Tagen ab, an denen NECEC mehr als 300 MW schwankt. An Tagen mit konstantem Durchfluss ist die Prämie gering, an Rampen-/Abschalttagen steigt sie im Frühjahr auf +57 $/MW-Tag und im Winter auf +125 $/MW-Tag.

NECEC bringt günstigere Energie, Maine bleibt am billigsten

Eine 1 GW-Einspeisung von nahezu kostenlosen Strom senkt den Clearing-Preis in der gesamten Region. Die Day-Ahead-Preise fielen besonders in den teuren Stunden der Übergangsmonate, in denen der Import teure Spitzenlastkraftwerke ersetzt. Die Energie gelangt nach Maine, daher war die Preisdifferenz dort am größten. Die Schnittstelle New Hampshire–Maine wurde häufig zum Engpass, was zu negativer Netzüberlastung führte. Maines Abschlag zum Pool verdoppelte sich von etwa 3 $/MWh Anfang 2025 auf 6 $/MWh an Tagen mit Leitung.

Während der Ausfälle im April und Mai verschwand der Abschlag kurzfristig, was am deutlichsten zeigt, dass er von der Leitung stammt. Der Abschlag gilt für alle Stunden. Maine liegt zu jeder Tagesstunde unter allen anderen ISO-NE-Lastzonen, am stärksten mittags bei etwa 10 $/MWh, wenn sich Importe und Solarstrom überschneiden.

Day-Ahead-Spreads haben sich nicht vergrößert

An vergleichbaren Frühlingstagen sanken die vier teuersten Stunden um 7 %, wenn die Leitung lief, während die vier günstigsten Stunden stiegen. Der Day-Ahead TB4 wurde dadurch enger statt weiter. Für Standortentscheidungen war der Anstieg gleichmäßig über alle Zonen verteilt. Maine und der Rest von ISO-NE lagen innerhalb von zwei Punkten zueinander, und der Day-Ahead bietet Maine keinen Standortvorteil.

Im Winter könnte sich der Spread vergrößert haben, was aber auch durch eine Kältewelle im Januar 2026 verursacht worden sein könnte. Alternativ könnten sich die Frühlingstrends fortsetzen, da saisonale Schwankungen sowohl Online- als auch Ausfalltage beeinflussen.

Echtzeit erzählt eine andere Geschichte

Stellt man die gleiche Grafik auf Echtzeit um, trennt sich Maine vom Pool. An Frühlingstagen mit Leitung erreichte Maines Echtzeit-TB4 244 $/MW-Tag gegenüber 201 $/MW-Tag im restlichen ISO-NE – ein Aufschlag von 43 $/MW-Tag. Ohne Leitung betrug der Unterschied 19 $/MW-Tag. Die zusätzlichen 24 $/MW-Tag zeigen sich nur in Echtzeit, da der Day-Ahead-Plan diese bereits geglättet hat.

Die Prämie hängt vom zyklischen Betrieb ab

Ob der Echtzeitvorteil von Dauer ist, bleibt offen. An den meisten Onlinetagen läuft NECEC mit nahezu konstanten 1.030 MW und kaum Schwankungen im Tagesverlauf. An diesen stabilen Tagen ist Maines Echtzeitprämie gering: etwa 39 $/MW-Tag im Frühjahr und 10 $/MW-Tag im Winter. Die Prämie konzentriert sich auf Tage, an denen die Leitung mehr als 300 MW schwankt, also von ganz aus auf ganz an oder umgekehrt fährt. An diesen On/Off-Tagen steigt die Prämie auf 57 $/MW-Tag im Frühjahr und 125 $/MW-Tag im Winter.

Ein 1,2-GW-Block an einem einzigen Netzknotenpunkt ist der Grund für die Preisbewegung im Echtzeitmarkt. Hält die Leitung ihre Leistung stabil, beruhigt sich der Knoten und die Prämie schrumpft. Bei zyklischem Betrieb schnellen die Echtzeitpreise in Maine nach oben und erholen sich wieder, wie es im restlichen Pool nicht passiert. Der Echtzeitvorteil folgt also eher der Zuverlässigkeit des NECEC-Betriebs als der reinen Importmenge.