​Die Realzeit-Top-Bottom-Spreads (TB4) über vier Stunden am ISO-NE Internal Hub sanken im Juni im Jahresvergleich um 37 %, von 310 $/MW-Tag im Juni 2025 auf 197 $/MW-Tag. Die Day-Ahead-Spreads verringerten sich auf 144 $/MW-Tag gegenüber 185 $/MW-Tag.

Knappheit war nicht vorhanden: Der höchste Realzeitpreis im Juni 2026 lag bei 307 $/MWh, weniger als ein Drittel des Ausschlags von 1.110 $/MWh im Vorjahr. Die Preise zeigten einen milden Abendpeak statt der konzentrierten Knappheit von 2025, sodass sich die Spreads, die Batterien abschöpfen können, in allen ISO-NE-Zonen verringerten.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der Realzeit-TB4-Spread am Internal Hub fiel im Jahresvergleich um etwa ein Drittel auf 197 $/MW-Tag gegenüber 310 $/MW-Tag im Juni 2025. Der Day-Ahead-Spread sank auf 144 $/MW-Tag gegenüber 185 $/MW-Tag, ein Rückgang um 22 %.
• Ursache war ein ruhigerer Preis-Monat: Juni 2026 erreichte maximal 307 $/MWh, weniger als ein Drittel des Höchstwerts von 1.110 $/MWh im Juni 2025.
• Maine führte alle RT-TB4-Spreads mit 209 $/MW-Tag an und war die einzige Zone über 200 $/MW-Tag.
• Erdgas bestimmte mit durchschnittlich 6,5 GW die Richtung, Kernenergie blieb stabil bei 3 GW. Solar (0,3 GW) und Wind (0,5 GW) blieben Nebendarsteller, und die Ölerzeugung betrug nur 25 % des Niveaus von Juni 2025.
• Day-Ahead-Reserven wurden ruhig bei etwa 9 $/MW-Tag für alle drei Produkte abgerechnet. Der einzige Ausschlag bei den Nebenleistungen war die Realzeit-Regelenergie, ein separates Produkt, die am 11. Juni 81 $/MWh erreichte.

Realzeit-TB4-Spreads sanken um etwa ein Drittel, da Knappheit in ISO-NE ausblieb

Am Internal Hub lag der durchschnittliche Realzeit-TB4-Spread im Juni 2026 bei 197 $/MW-Tag, ein Rückgang um 37 % gegenüber 310 $/MW-Tag im Vorjahr. Der Day-Ahead-TB4-Spread sank auf 144 $/MW-Tag gegenüber 185 $/MW-Tag, ein Minus von 22 %. Grund dafür war das Ausbleiben einer ausgeprägten Knappheitsstunde. Spreads in diesem Markt werden von internen Netzengpässen und der Abhängigkeit von kanadischer Wasserkraft beeinflusst.

Juni 2025 hatte eine Realzeitstunde mit 1.110 $/MWh, die die Spanne stark vergrößerte. Im Juni 2026 lag das Maximum bei 307 $/MWh, sodass der obere Rand des Spreads sank, während das nächtliche Minimum kaum verändert blieb. Auch die Ausgangslage 2025 war wärmer: Die 1.110 $/MWh-Stunde fiel in einen heißeren Juni, sodass der Rückgang im Jahresvergleich zum Teil auf einen hohen Vergleichswert zurückzuführen ist und nicht nur auf die ruhigeren Bedingungen 2026.

Das Hitzeereignis Mitte Juni war das einzige klare Thema des Monats

Ein frühsommerliches Hitzeereignis an der Ostküste vom 10. bis 12. Juni war die einzige Phase, in der Preise und Nachfrage im ISO-NE spürbar anstiegen. Die momentane Systemnachfrage erreichte 22 GW (die stündliche Durchschnittslast lag bei 17 GW), deutlich unter dem Allzeithoch von 28 GW (August 2006). Die Realzeitpreise stiegen mit der Nachfrage und erreichten am 11. Juni mit durchschnittlich 112 $/MWh ihren Höchstwert.

Ende Juni brachte ein zweites Hitzeereignis, aber es war im ISO-NE kaum spürbar. Eine große Hitzekuppel traf vom 29. bis 30. Juni den zentralen und östlichen Teil der USA und stellte Rekorde entlang des I-95-Korridors auf. ISO-NE lag am nördlichen Rand und erlebte nur eine moderate Preisreaktion: An diesen Tagen lag der Höchstpreis zwischen 110 und 136 $/MWh, deutlich unter dem Hoch von Mitte Juni, im Gegensatz zu den stärkeren Ausschlägen in PJM und MISO.

ISO-NE verzeichnete im Juni einen durchschnittlichen Abendpeak von 73 $/MWh

Die Realzeitpreise zeigten einen sanften Tagesverlauf statt der konzentrierten Ausschläge eines Knappheitsmonats. Der milde Abendpeak ist in einem ruhigen Monat die Chance für BESS. Die Solarproduktion nimmt am späten Nachmittag ab, während die Nachfrage bis in den Abend anhält, und Gas deckt die Lücke. Das hebt die Preise im Zeitfenster von 18 bis 21 Uhr an.

Ohne eine Knappheitsstunde, die die Obergrenze ausweitet, ist diese tägliche Schwankung das, was eine vierstündige Batterie im Juni größtenteils abschöpfen kann. Die Batterien im ISO-NE nutzten dieses Zeitfenster und speisten zum Preispeak um 18 Uhr 205 MW ins Netz ein.

Erdgas bestimmte mit 6,5 GW den Preis, während Öl um 75 % zurückging

Erdgas lieferte im Tagesdurchschnitt 6,5 GW und bestimmte in den meisten Stunden den Marginalpreis. Kernenergie blieb als Grundlastschicht stabil bei 3 GW. Wasserkraft steuerte 1,1 GW flexiblen, abendlichen Strom bei.

Die Ölerzeugung sank auf durchschnittlich 44 MW am Tag, ein Viertel des Vorjahresniveaus. Ölkraftwerke laufen nur bei angespannter Systemlage, sodass dieser Rückgang auf eine geringe Netzbelastung hindeutet.

Variable Erneuerbare blieben Nebensache. Wind lag im Tagesdurchschnitt bei 0,5 GW und Solar bei 0,3 GW, wobei Solar sich auf die Mittagsstunden konzentrierte und dort das Preistal verbreiterte. Bei diesem Durchdringungsgrad prägt Solar das Mittagsminimum, treibt aber die Spreads in ISO-NE nicht maßgeblich.

Day-Ahead-Reserven räumten bei etwa 9 $/MW-Tag ab, mit einem Regelenergie-Ausschlag in ISO-NE

Nebenmärkte verhielten sich ruhig und spiegelten einen stabilen Monat wider. Day-Ahead-Reserven lagen alle bei rund 9 $/MW-Tag, deutlich unter den Juni-2025-Werten von 13 bis 14 $/MW-Tag.

Regelenergie ist ein separates Produkt und verursachte den einzigen Ausschlag im Nebenleistungsmarkt. Die Realzeit-Regelenergie lag im Schnitt bei 9 $/MW-Tag, erreichte aber am 11. Juni während der Hitzewelle mit 81 $/MWh ihren Monatshöchstwert. Das war ein Ereignis im Ausgleichsmarkt und lag dennoch weit unter dem Höchstwert von 198 $/MWh im Juni 2025.

Ausblick

Der Juni zeigte, dass der BESS-Wert im ISO-NE ereignisgetrieben ist. Eine einzelne Knappheitsstunde wie im Juni 2025 kann die Monats-Spread alleine tragen – die Randstunden, nicht der typische Tag, entscheiden das Jahr.

Keines der Hitzeereignisse in diesem Juni brachte eine Knappheitsstunde, die die Spreads ausdehnt. Die Hitzewelle Mitte des Monats erhöhte die Preise für drei Tage, und die späte Hitzekuppel, die PJM und MISO traf, erreichte Neuengland kaum. Ohne Knappheitsstunde war der milde Abendpeak das meiste, was eine vierstündige Batterie abschöpfen konnte.