Nebenleistungen (Ancillary Services, AS) sind Produkte zur Netzstabilität, die Netzbetreiber zusätzlich zur Energie beschaffen, um das Stromsystem im Gleichgewicht zu halten. Die drei Kategorien von Nebenleistungen, die auf den Großhandelsmärkten von ISO-NE beschafft werden, sind Regelenergie, Reserven und Ausgleichsleistungen.

• Regelenergie-Ressourcen reagieren im Sekundentakt, um die Netzfrequenz bei 60 Hz zu halten.
• Reserven stehen als bereitgestellte Kapazität zur Verfügung und werden nur aktiviert, wenn ein Generator ausfällt oder es zu einem plötzlichen Nachfragesprung kommt.
• Ausgleichsleistungen decken die Lücke zwischen dem am Vortag freigegebenen Angebot und der tatsächlichen Nachfrage, wenn es zu einem Mangel an Echtzeitressourcen kommt.

Batterien hielten 84 % der freigegebenen Regelenergiekapazität bis Herbst 2025, verglichen mit 24 % im Jahr 2020. In den Bereichen Reserve und Ausgleich sind sie weniger dominant, da hier nur gezahlt wird, wenn sie tatsächlich abgerufen werden (meist nur bei Knappheit). Es gibt weitere Nebenleistungen wie Schwarzstart und Spannungshaltung, diese werden jedoch nicht über die Großhandelsmärkte beschafft.

Zwischen Regelenergie, Reserven und Ausgleichsleistungen gibt es 5 Nebenleistungsprodukte

Regelenergie ist ein kontinuierlicher, bidirektionaler Dienst. Die Ressourcen folgen alle 4 Sekunden den Signalen der automatischen Leistungsregelung (AGC), indem sie Strom aufnehmen oder einspeisen, um die Netzfrequenz bei 60 Hz zu halten. In ISO-NE ist Regelenergie ein systemweites Stabilitätsprodukt mit einer täglich festgelegten Anforderung pro Stunde von 90–95 MW, im Schnitt 93 MW.

Zehn-Minuten-Spinning-Reserve (TMSR) muss von Ressourcen bereitgestellt werden, die bereits am Netz sind. Sowohl die Erzeugungs- als auch die Nachfrageseite einer Batterie kann qualifizieren. Die Nachfrageseite qualifiziert sich, indem die aktive Ladelast innerhalb von 10 Minuten reduziert wird – sowohl bei Batterien als auch bei anderen Anlagen.

Zehn-Minuten-Non-Spinning-Reserve (TMNSR) deckt den Restbedarf der kombinierten 10-Minuten-Anforderung, der nicht durch TMSR erfüllt wird. Die Ressourcen können zum Zeitpunkt des Abrufs offline sein, solange sie ihre volle Sollleistung innerhalb von 10 Minuten erreichen. Nachfrageseitige Reaktion, ausgenommen Batterien, kann für einige Ressourcen durch Verbrauchsreduktion qualifizieren.

Dreißig-Minuten-Betriebsreserve (TMOR) definiert die Mindestreserve. Jede abrufbare Ressource qualifiziert, solange sie innerhalb von 30 Minuten verfügbar ist, einschließlich Nachfragereaktion, aber ohne die Nachfrageseite einer Batterie im gleichen Zeitraum.

Energy Imbalance Reserve (EIR) ist ein reines Day-Ahead-Produkt, eingeführt am 28. Februar 2025. Sie schließt die Lücke zwischen prognostizierter Versorgung und tatsächlicher Nachfrage in Echtzeit und dient als Absicherung für die ISO gegen Preisspitzen oder Ressourcenknappheit. Sie steht allen abrufbaren Ressourcen mit Day-Ahead-Energieverpflichtung offen.

Höherwertige Reserven werden auf niedrigere Anforderungen angerechnet: TMSR über dem Bedarf erfüllt TMNSR, und TMNSR-Überschuss erfüllt TMOR.

Welche Voraussetzungen gelten für die Teilnahme?

Allgemeine Voraussetzungen:

Reserve-Teilnahme hat zwei harte Bedingungen: elektronische Abruffähigkeit und Ausschluss aus der Berechnung der Erstkontingenzversorgung. Eine Ressource muss außerdem in der Lage sein, ihre Reserveleistung bei Aktivierung mindestens eine Stunde lang zu halten.

Regelenergie stellt zusätzliche Anforderungen an Teilnehmer:

• Alle 4 Sekunden AGC-Signalen folgen
• Eine Mindestkapazität von 0,1 MW erfüllen (bei konventioneller Erzeugung liegt die Untergrenze bei 5 MW)

EIR hat keine besonderen Registrierungsvoraussetzungen. Jede Ressource mit Day-Ahead-Energiezuteilung qualifiziert. Die einzige Voraussetzung ist ein freigegebener Day-Ahead-Fahrplan.

Der Marktzugang für Batterien hängt davon ab, wie sie bei ISO-NE registriert sind:

Eine Continuous Storage Facility (CSF) wird gleichzeitig als Generator Asset, Dispatchable Asset Related Demand (DARD bzw. Nachfragereaktion) und Alternative Technology Regulation Resource (ATRR) registriert. Eine CSF muss in der Lage sein, innerhalb von 10 Minuten von maximalem Verbrauch auf maximale Einspeisung zu wechseln. Diese dreifache Registrierung ermöglicht sowohl die Entlade- als auch die Lastreduktionsseite, beide abrufbar durch ISO-NE. CSFs haben Zugang zu Regelenergie, allen Day-Ahead- und Echtzeit-Reserveprodukten sowie zur Energy Imbalance Reserve.

Eine Binary Storage Facility (BSF) wird nur als Generator Asset und Nachfragereaktion registriert. Sie kann an allen Reserve- und Energiemärkten teilnehmen, aber nicht an der Regelenergie. Ohne ATRR-Status ist der Zugang zum Regelenergiemarkt ausgeschlossen, bis die tariflichen Änderungen im Zusammenhang mit Order 2222 in Kraft treten, erwartet zum 1. November 2026. BSFs können an Reserven und der EIR teilnehmen.

Wie sahen historische Preise und Mengen aus?

Regelenergie lag im Tagesdurchschnitt bei 93 MW, mit einer Bandbreite von 90–95 MW. Die durchschnittlichen jährlichen Regelenergiepreise sanken von 31 $/MW-h im Jahr 2022 auf 14 $/MW-h im Jahr 2025, ein Rückgang um 54 %.

Aufgrund des relativ kleinen Marktes sanken die Clearingpreise für Regelenergie, als Batterien in den Markt eintraten und 84 % der freigegebenen Kapazität bis Herbst 2025 auf sich vereinigten, gegenüber 24 % im Jahr 2020 und 81 % im Herbst 2024. Die verfügbare Batteriekapazität stieg von 237 MW im Herbst 2024 auf 598 MW im Herbst 2025. In anderen Märkten hat es historisch länger gedauert, diese Sättigung zu erreichen.

Echtzeit-Reserven

Die Preise für Echtzeit-Reserven liegen in den meisten Stunden bei 0 $. Preissteigerungen treten nur auf, wenn das System umdisponiert, um die Reserveanforderungen zu erfüllen, oder bei echter Reservenknappheit. Im Jahr 2025 konzentrierten sich relevante Reservezahlungen auf zwei Ereignisse: Drei Tage Ende Juni machten 54 % der gesamten Echtzeit-Reservezahlungen des Jahres aus (15 Mio. $ von 28 Mio. $). Mit dem 23. November machten vier Tage im Jahr 2025 62 % der Echtzeit-Reservezahlungen aus (17 Mio. $).

Reserveanforderungen richten sich nach den zwei größten Kontingenzen im System. Die gesamte 10-Minuten-Anforderung entspricht 115 % der Energie der größten online befindlichen Übertragungsleitung nach Neuengland oder des größten Generators. In der Praxis sind dies meist 1.380–1.610 MW (meist die Gleichstromverbindung nach Hydro-Quebec oder ein großes Kernkraftwerk). Innerhalb dieser 10-Minuten-Gesamtmenge muss TMSR mindestens 25 % abdecken.

Die gesamte 30-Minuten-Anforderung entspricht 50 % der zweitgrößten Kontingenz. ISO-NE hält zudem eine separate Ersatzreserve (160 MW von Juni bis September, 180 MW von Oktober bis Mai) vor, um nach einem Ausfall wieder Spielraum zu schaffen.

Lokale 30-Minuten-Reserveanforderungen gelten in drei importbeschränkten Zonen: Connecticut, SWCT und NEMA/Boston. Wenn sie greifen, werden sie zu zonalen Preisen abgerechnet, was in der Praxis jedoch selten der Fall ist – meist bestimmen die systemweiten Anforderungen die Reserven.

Day-Ahead-Nebenleistungen (DA A/S)

Der gesamte Day-Ahead-Nebenleistungsmarkt umfasst Day-Ahead-Reserveprodukte und die EIR. DA A/S startete am 1. März 2025. Die Nettozahlungen beliefen sich auf 13,1 Mio. $ im Frühjahr 2025, 57,4 Mio. $ im Sommer 2025 und 34,1 Mio. $ im Herbst 2025, insgesamt 104,6 Mio. $ in den ersten drei Saisons. Das übertrifft den kombinierten Pool aus Regelenergie und Echtzeit-Reserven 2024 (33,6 Mio. $) um das Dreifache. Dieser neue Markt ersetzte den bisherigen Forward Reserve Market, der parallel zum Forward Capacity Market lief.

Wie funktioniert die Abrechnung?

Echtzeit-Reserven werden in 5-Minuten-Intervallen abgerechnet. Eine bestimmte Ressource erhält den Echtzeit-Clearingpreis ($/MWh) multipliziert mit ihrer zugewiesenen Kapazität (MW), geteilt durch 12 für 5-Minuten-Schritte. Die Preise werden getrennt nach Reservezone und Produkttyp ermittelt. Ressourcen, die bei Abruf nicht reagieren, erhalten Pay-for-Performance-Abzüge statt Gutschriften.

Regelenergie wird als Clearingpreis je MW abgerechneter Kapazität vergütet, die dem AGC folgen kann, angegeben in $/MW-h. Ein Performance-Anteil passt die Zahlung an, je nachdem, wie genau die Ressource das AGC-Signal in jedem Intervall verfolgt hat. Der Kapazitätspreis ist der Haupttreiber; der Performance-Anteil addiert oder subtrahiert je nach Genauigkeit.

DA A/S ist der Verkauf einer Kaufoption. Die gleiche Struktur gilt für alle vier Produkte (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Jede Ressource, die im Day-Ahead-Markt abrechnet, erhält einen festen Gutschrift zum Clearingpreis, unabhängig vom Echtzeit-Ergebnis. Der Ausübungspreis entspricht dem erwarteten Echtzeit-Hub-LMP für diese Stunde plus einem Aufschlag von 10 $.

Diese Schlussabrechnung gleicht die Energiemarge aus, die die Ressource in einer Knappheitsstunde erzielt hätte. Ein Teilnehmer, der 500 $/MWh bei einem Preissprung verdient hätte, zahlt die Differenz zurück, erhält aber das ganze Jahr über die Optionsprämie.

Wie sollten Batterien ISO-NE als Wachstumsmarkt bewerten?

Für Batteriebetreiber und -entwickler ist die Registrierung die erste Entscheidung. Eine CSF hat Zugang zu Regelenergie, aber dieser Markt ist weniger als 10 % des potenziellen Energiearbitrage-Umsatzes wert. Eine BSF kann frühestens ab November 2026 an der Regelenergie teilnehmen, kann aber an Reserven und EIR partizipieren.

Echtzeit-Reserveerlöse sind nicht kontinuierlich, da die meisten Stunden fast bei 0 $ liegen. Der Wert konzentriert sich auf wenige jährliche Knappheitssituationen, die mit Spitzenpreisen und Pay-for-Performance-Gutschriften zusammenfallen. Eine Batterie, die in diesen Intervallen arbitrage betreibt, erhält gleichzeitig Reserven- und Performancezahlungen.

EIR-Erlöse werden Day-Ahead mit Sicherheit erzielt, das Risiko ist die Schlussabrechnung, wenn der Echtzeit-Hub-LMP den Ausübungspreis übersteigt. Die Teilnahme schließt in diesen Intervallen die Upside bei Energie- und Reservemargen aus. Eine Batterie ohne entsprechende Energieposition (Ladezustand) ist dann exponiert.

Batterien halten bereits den Großteil des Regelenergiemarkts. Die Day-Ahead-Reserveebene bietet weiteres Potenzial, und eine BSF-Registrierung genügt. Die frühe Sättigung im ISO-NE spiegelt einen kleinen Markt (93 MW) und die Beteiligung von kolokalisierten Batterien wider.