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

• Regelenergieressourcen reagieren im Sekundentakt, um die Netzfrequenz bei 60 Hz zu halten.
• Reserven stehen als zugesicherte Kapazität bereit und werden nur aktiviert, wenn ein Generator ausfällt oder es einen plötzlichen Nachfragesprung gibt.
• Ausgleichsleistungen decken die Lücke zwischen dem im Day-Ahead-Markt freigegebenen Angebot und der Echtzeitnachfrage, wenn es zu einem Mangel an Echtzeitressourcen kommt.

Batterien hielten 84 % der freigegebenen Regelenergiekapazität bis Herbst 2025, gegenüber 24 % im Jahr 2020. Sie sind bei Reserven und Ausgleichsleistungen weniger dominant, da dort nur bei tatsächlichem Abruf (meist nur bei Knappheit) vergütet wird. Es gibt weitere Nebenleistungen wie Schwarzstart und Spannungshaltung, die jedoch nicht über Großhandelsmärkte beschafft werden.

Unter Regelenergie, Reserven und Ausgleichsleistungen gibt es 5 AS-Produkte

Regelenergie ist ein kontinuierlicher, bidirektionaler Service. 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 einem täglich festgelegten Bedarf für jede Stunde zwischen 90–95 MW, im Durchschnitt 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 können qualifizieren. Die Nachfrageseite qualifiziert, indem sie die aktive Ladeleistung innerhalb von 10 Minuten reduziert – sowohl für Batterien als auch für andere Anlagen.

Zehn-Minuten-Non-Spinning-Reserve (TMNSR) deckt den verbleibenden Teil des kombinierten 10-Minuten-Bedarfs, der nicht durch TMSR gedeckt ist. Ressourcen können zum Zeitpunkt der Anweisung offline sein, solange sie innerhalb von 10 Minuten die volle Ausgangsleistung erreichen. Demand Response, ausgenommen Batterien, kann für manche Ressourcen durch Verbrauchsreduktion qualifizieren.

Dreißig-Minuten-Betriebsreserve (TMOR) legt das Mindestniveau der Reserve fest. Jede steuerbare Ressource qualifiziert, solange sie innerhalb von 30 Minuten online gehen kann, einschließlich Demand Response, jedoch ohne die Nachfrageseite einer Batterie im selben Zeitraum.

Energy Imbalance Reserve (EIR) ist ein Produkt nur für den Day-Ahead-Markt, eingeführt am 28. Februar 2025. Es schließt die Lücke zwischen prognostiziertem Angebot und Echtzeitnachfrage und dient als Echtzeit-Absicherung für die ISO gegen Preisspitzen oder Ressourcenknappheit. Es steht allen steuerbaren Ressourcen mit einer Day-Ahead-Energieverpflichtung offen.

Höherwertige Reserven werden auf die Anforderungen niedrigerer Kategorien angerechnet: TMSR über dem Bedarf erfüllt TMNSR, und ein Überschuss bei TMNSR erfüllt TMOR.

Was sind die Teilnahmevoraussetzungen?

Allgemeine Anforderungen:

Reserve-Teilnahme hat zwei harte Kriterien: elektronische Steuerbarkeit und Ausschluss von der Berechnung der ersten Kontingenzversorgung. Eine Ressource muss außerdem in der Lage sein, ihre Reserveleistung bei Aktivierung mindestens eine Stunde lang aufrechtzuerhalten.

Regelenergie stellt zusätzliche Anforderungen an Teilnehmer:

• Folgen der AGC alle 4 Sekunden
• Mindestens 0,1 MW Kapazität (bei konventioneller Erzeugung mindestens 5 MW)

EIR hat keine speziellen Registrierungsvoraussetzungen. Jede Ressource mit einer Day-Ahead-Energiezuteilung kann teilnehmen. Einzige Voraussetzung ist ein freigegebener Day-Ahead-Fahrplan.

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

Eine Continuous Storage Facility (CSF) wird gleichzeitig als Generator-Asset, steuerbare nachfragebezogene Ressource (DARD/Demand Response) und Alternative Technology Regulation Resource (ATRR) registriert. Eine CSF muss einen vollständigen Wechsel von maximalem Verbrauch zu maximaler Einspeisung innerhalb von 10 Minuten durchführen können. Diese Dreifach-Registrierung ermöglicht sowohl Entladung als auch Lastreduktion, beides kann von ISO-NE abgerufen werden. CSFs können an Regelenergie, allen Day-Ahead- und Echtzeit-Reserveprodukten sowie an EIR teilnehmen.

Eine Binary Storage Facility (BSF) wird nur als Generator-Asset und Demand Response registriert. Sie kann an allen Reserve- und Energiemärkten teilnehmen, aber nicht an Regelenergie. Ohne ATRR-Status bleibt der Zugang zum Regelenergiemarkt bis zu den erwarteten Tarifänderungen im Zusammenhang mit Order 2222 (voraussichtlich 1. November 2026) verwehrt. BSFs können an Reserven und EIR teilnehmen.

Wie sahen historische Preise und Mengen aus?

Regelenergie lag im Tagesdurchschnitt bei 93 MW, mit Schwankungen zwischen 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 fielen die Regelenergiepreise, als Batterien auf den Markt kamen und 84 % der freigegebenen Kapazität bis Herbst 2025 auf Speicher entfielen, 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 dauerte es historisch gesehen länger, diese Speicherquote zu erreichen.

Echtzeitreserven

Echtzeitreservepreise liegen die meiste Zeit bei 0 $. Preise steigen nur, wenn das System zur Aufrechterhaltung der Reserveanforderungen umdisponiert oder eine echte Reservenknappheit eintritt. 2025 konzentrierten sich bedeutende Reservezahlungen auf zwei Ereignisse: Drei Tage Ende Juni machten 54 % der Jahreszahlungen für Echtzeitreserven aus (15 Mio. $ von 28 Mio. $). Mit dem 23. November machen vier Tage im Jahr 2025 62 % der Echtzeitreservezahlungen aus (17 Mio. $).

Reserveanforderungen orientieren sich an den zwei größten Eventualitäten im System. Die gesamte 10-Minuten-Anforderung entspricht 115 % der Energie der größten am Netz befindlichen Übertragungsleitung nach Neuengland oder des größten Generators. In der Praxis sind das meist 1.380–1.610 MW (meist die Gleichstromverbindung nach Hydro-Quebec oder ein großes Kernkraftwerk). Innerhalb dieses 10-Minuten-Gesamtbedarfs muss TMSR mindestens 25 % abdecken.

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

Lokale 30-Minuten-Reserveanforderungen gelten in drei importbeschränkten Zonen: Connecticut, SWCT und NEMA/Boston. Wenn diese bindend sind, gelten zonale Preise, doch in der Praxis sind sie selten bindend und meist bestimmen systemweite Anforderungen die Reserven.

Day-Ahead-Nebenleistungen (DA A/S)

Der gesamte DA-A/S-Markt umfasst Day-Ahead-Reserveprodukte und die EIR. Der DA-A/S-Markt 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 ist mehr als das kombinierte Volumen von Regelenergie und Echtzeitreserven 2024 (33,6 Mio. $), also das Dreifache. Dieser neue Markt ersetzte den bisherigen Forward Reserve Market, der parallel zum Forward Capacity Market lief.

Wie funktioniert die Abrechnung?

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

Regelenergie wird als Kapazitätsclearingpreis pro MW abgerechnet, das zur AGC-Nachführung bereitsteht, angegeben in $/MW-h. Eine Leistungs-Komponente passt die Zahlung je nach Genauigkeit der Nachführung des AGC-Signals in jedem Intervall an. Der Kapazitätspreis ist der Hauptfaktor, die Leistungs-Komponente kann Zuschläge oder Abzüge nach sich ziehen.

DA A/S ist ein Verkauf einer Kaufoption. Die gleiche Struktur gilt für alle vier Produkte (DA TMSR, DA TMNSR, DA TMOR, EIR). Jede Ressource, die Day-Ahead freigegeben wird, erhält eine Gutschrift zum Clearingpreis, unabhängig vom Echtzeitergebnis. Der Strike entspricht dem erwarteten Echtzeit-Hub-LMP für die Stunde plus einem Zuschlag von 10 $.

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

Wie sollten Batterien den ISO-NE-Markt als Wachstumschance betrachten?

Für Batteriebetreiber und -entwickler ist die Registrierung die erste Entscheidung. Eine CSF kann Regelenergie nutzen, aber dieser Markt macht weniger als 10 % des potenziellen Energiearbitrage-Umsatzes aus. Eine BSF kann frühestens ab November 2026 an Regelenergie teilnehmen, aber bereits an Reserven und EIR.

Echtzeitreserveerlöse sind nicht regelmäßig, da die meisten Stunden nahe 0 $ liegen. Wert entsteht in wenigen jährlichen Knappheitsereignissen, die mit Spitzenenergiepreisen und Pay-for-Performance-Gutschriften zusammenfallen. Eine Batterie, die in diesen Intervallen Arbitrage betreibt, erhält Reserven- und Leistungszahlungen gleichzeitig.

EIR-Erlöse werden Day-Ahead mit Sicherheit erzielt, das Risiko liegt in der Abschlusszahlung, wenn der Echtzeit-Hub-LMP den Strike übersteigt. Die Teilnahme begrenzt die Upside bei Energie- und Reservemargen in diesen Intervallen. Eine Batterie ohne passende Energieposition (Ladezustand) ist exponiert.

Batterien halten bereits den Großteil des Regelenergiemarktes. Die Day-Ahead-Reserve bietet weiteres Potenzial, und eine BSF-Registrierung reicht dafür aus. Die frühe Marktsättigung bei ISO-NE spiegelt einen kleinen Markt (93 MW) und die Beteiligung von co-lokalisierten Batterien wider.