Abendliche Preissprünge, insbesondere während einer Hitzewelle vom 14. bis 17. April, verursachten den Großteil der Spread-Unterschiede im ISO-NE im April. Am 17. April stiegen die Realzeitpreise von 17 bis 20 Uhr über 100 $/MWh und erreichten ihren Höchststand mit 131 $/MWh um 19 Uhr. Im gesamten Monat schwankten die Realzeitpreise am Internal Hub von ISO-NE zwischen -73 $/MWh und 138 $/MWh.

Erdgas bestimmte an allen vier Hitzewellen-Abenden die Margen, da Einschränkungen den Stromtransfer zwischen den Zonen begrenzten.

Am Referenz-Hub von ISO-NE lag der Day-Ahead-Durchschnitt im April bei 46,3 $/MWh und der Realzeit-Durchschnitt bei 45,7 $/MWh. Beide Märkte stiegen um mehr als 10 % im Vergleich zu April 2025. Die durchschnittliche Differenz von 0,6 $/MWh zwischen beiden Märkten unterschätzt die Intraday-Volatilität: An Ereignistagen lag der Realzeitpreis bis zu 28 $/MWh über dem Day-Ahead.

Die vierstündigen Top-Bottom-Spreads am Internal Hub betrugen im Realzeitmarkt durchschnittlich 178 $/MW-Tag und im Day-Ahead 134 $/MW-Tag, was einem Anstieg von 26 % bzw. 22 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der vierstündige Realzeit-Top-Bottom-Spread am Internal Hub lag im Schnitt bei 178 $/MW-Tag, ein Anstieg um 26 % zum Vorjahr. Day-Ahead-Spreads lagen bei durchschnittlich 134 $/MW-Tag, ein Plus von 22 %.
• Kernenergie erreichte im April durchschnittlich 1,7 GW, ein Rückgang von 33 % gegenüber 2,5 GW im Jahr 2025. Erdgas füllte die Lücke und steigerte die durchschnittliche Leistung um rund 800 MW im Jahresvergleich.
• Abendliche Preissprünge vom 14. bis 17. April hielten die Realzeitpreise an drei aufeinanderfolgenden Tagen über 100 $/MWh, wobei am 17. April um 19 Uhr ein Höchststand von 131 $/MWh erreicht wurde.
• Die Ten-Minute Spinning Reserve (TMSR) lag im Day-Ahead bei 13 $/MWh, während die Regelleistung im Schnitt 5 $/MWh betrug. Beide Werte sind gering im Vergleich zum Realzeit-TB4-Spread von 178 $/MW-Tag.

Abendliche Preissprünge vom 14. bis 17. April bestimmten den Spread-Wert des Monats

Die täglichen Day-Ahead-Durchschnitte reichten im April von 30 $/MWh bis 66 $/MWh, aber an vier Abenden vom 14. bis 17. April wurden deutlich höhere Preise erzielt. Am 14. April lag der Höchstwert um 20 Uhr bei 108 $/MWh. Am 16. April wurden von 17 bis 18 Uhr mehr als 107 $/MWh erreicht. Am 17. April gab es die längste Periode erhöhter Preise, vier Stunden lang über 100 $/MWh, mit einem Höchstwert von 131 $/MWh um 19 Uhr.

Der 17. April war außerdem die zweitgrößte Abweichung der Day-Ahead-Prognose im Monat. Am 1. April lag der Realzeitpreis 28 $/MWh über dem Day-Ahead, am 17. April folgten RT-Preise, die den DA um 17 $/MWh übertrafen.

Am 22. April wurde der Monats-Höchstwert für eine Stunde erreicht: 138 $/MWh um 20 Uhr. Die Nachfrage stieg von 13,0 GW auf 13,9 GW, während die Solarproduktion fast auf null fiel.

Der Preisanstieg ist auf bindende Reserveeinschränkungen und eine höhere Last als in den Prognosen zurückzuführen. Pipeline-Engpässe in New England begrenzen das kurzfristige Gasangebot und verringern die Reservekapazität, wenn die Nachfrage später als erwartet steigt.

Day-Ahead-Märkte können kurzfristige Gasengpässe nicht im Voraus korrekt einpreisen, daher kommt der Aufschlag vollständig den Betreibern mit Realzeit-Dispatch zugute.

Nur zwei Stunden verzeichneten im Monat negative Preise, beide am 3. April. Der Karfreitag senkte die gewerbliche Last um etwa 1,2 GW, während Solar mit 556 MW und Wind mit 613 MW die Nettolast auf rund 8 GW drückten. In der Folge sanken die Realzeitpreise auf -73 $/MWh.

Top-Bottom-Spreads weiteten sich in allen ISO-NE-Zonen aus

Top-Bottom-Spreads in Day-Ahead- und Realzeitmärkten stiegen in jeder Zone im Vergleich zu 2025 an.

Am Internal Hub lag der DA-TB4-Spread im Schnitt bei 134 $/MW-Tag, ein Plus von 22 %, während der RT-TB4 bei 178 $/MW-Tag lag, ein Plus von 26 %.

Nordost-Massachusetts und Vermont verzeichneten beide einen Anstieg der Realzeit-TB4-Spreads um 26 %. Maine meldete mit 196 $/MW-Tag die höchsten RT-TB4-Spreads, aber mit 15 % den geringsten Zuwachs zum Vorjahr.

Die Maine-New Hampshire Interface war an mehreren Tagen im April ausgelastet, was den Day-Ahead-Preis in Maine im Vergleich zum übrigen Neuengland drückte. Diese Einschränkung ist strukturell, tritt monatlich auf und senkt die Preise in Maine, wodurch dort die größten TB4-Spreads entstehen.

Kernenergie-Ausfall im Frühjahr erhöhte Gasanteil auf 57 % im April

Die Kernkraftproduktion lag im Schnitt bei 1,7 GW (17 % des Mixes), gegenüber 2,5 GW (25 %) im Jahr 2025. Dieser Rückgang um 0,8 GW entspricht dem typischen Frühjahrs-Refueling der Kernkraftwerke in Neuengland.

Erdgas kompensierte diesen Rückgang und stellte 57 % der gesamten Erzeugung (5,6 GW), gegenüber 53 % im Vorjahr.

Reserveprodukte blieben im April nachrangig gegenüber Arbitrage

Die Ten-Minute Spinning Reserve (TMSR) lag im Day-Ahead-Durchschnitt bei 13 $/MWh und erreichte am 22. April einen Höchststand von 22 $/MWh. Die Ten-Minute Non-Spinning Reserve (TMNSR) lag im Schnitt bei 8 $/MWh und die Thirty-Minute Operating Reserve (TMOR) bei 7 $/MWh Day-Ahead.

Die Regelleistung lag im Schnitt bei 5 $/MWh, während die Realzeit-Reservepreise die meiste Zeit des Monats nahe null lagen. Bei diesen Werten bleibt die Energiearbitrage mit 178 $/MW-Tag die wichtigste Einnahmequelle für Speicherbetreiber.

Ausblick

Der Monat bestätigte ein strukturelles Muster: Spreads weiten sich an Ereignistagen aus, und diese Tage in den Übergangsjahreszeiten werden durch ungewöhnliche Temperaturbedingungen während geplanter Wartungen ausgelöst.

Maine bleibt mit durchschnittlich 44 $/MWh die günstigste DA-Zone, gebremst durch die wiederholt limitierende Maine-New Hampshire Interface. Die breiten TB4-Spreads in Maine spiegeln zudem die Prämie für steuerbare BESS in der Zone wider.

Die Erlöse für Batteriespeicher im ISO-NE werden weiterhin von ähnlichen Bedingungen wie der Hitzewelle geprägt sein, wenn die Temperaturen im weiteren Verlauf des Frühlings 2026 steigen.