​Das Gas-Engpassproblem in Neuengland verwandelte eine Kältewelle Anfang Februar in ein Zuverlässigkeitsereignis. Der Anteil der ölbasierte Stromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 939 % auf 15 % am Energiemix, da Gaskraftwerke keinen Brennstoff sichern konnten.

Die Day-Ahead-Preise am Internal Hub, dem systemweiten Referenzpreis von ISO-NE, überschritten an acht der ersten neun Tage $200/MWh. Die Real-Time TB4-Spreads (Top-Bottom) am Internal Hub lagen im Schnitt bei $404/MW-Tag und konzentrierten sich auf diesen Zeitraum, was die Einnahmen für BESS erhöht haben könnte.

Mit der Normalisierung der Temperaturen fielen die Preise unter $70/MWh, sodass der durchschnittliche Day-Ahead-Hub-Preis bei $126,09/MWh lag – 3,3 % weniger als im Vorjahr.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Anteil der ölbasierte Stromerzeugung stieg von 1,7 % im Vorjahr auf 15,0 % – ein klares Signal für die Engpässe der Gasinfrastruktur in Neuengland.
• Die durchschnittlichen Day-Ahead-Hub-Preise lagen im Monat bei $126,09/MWh, verdecken jedoch eine 2,6-fache Differenz zwischen der ersten Hälfte ($182/MWh) und der zweiten Hälfte ($70/MWh).
• Die durchschnittlichen vierstündigen Day-Ahead-TB-Spreads am Internal Hub lagen bei $257/MW-Tag, ein Plus von 6,1 % im Jahresvergleich.
• Kombiniert mit Regelenergie- und Kapazitätszahlungen erreichte das potenzielle Gesamteinkommen für vierstündige BESS am Internal Hub $54/kW-Monat ($1.800/MW-Tag im Durchschnitt).
• Der höchste Real-Time-Vier-Stunden-Spread wurde in Maine verzeichnet ($434/MW-Tag), obwohl die Zone die niedrigsten Day-Ahead-Preise hatte.

Wie groß war die Preisdifferenz in ISO-NE im Februar?

An acht der ersten neun Tage lagen die Day-Ahead-Preise am Internal Hub über $200/MWh, wobei die Real-Time-Preise am 2. Februar $400,46/MWh erreichten. Ab dem 15. Februar lag der Day-Ahead-Durchschnitt bei $70,10/MWh – der Mittelwert der ersten Hälfte war 2,6-mal so hoch wie der der zweiten Hälfte, eine größere Differenz als im MISO im gleichen Zeitraum (siehe MISO Benchmark Februar 2026).

Über die Zonen hinweg zeigen die Monatsdurchschnitte einen Nord-Süd-Gradienten, der durch Netzengpässe geprägt ist:

Der Abschlag in Maine spiegelt die Nord-Süd-Engpässe wider, die den Export in südliche Lastzentren begrenzen.

Warum stieg die Ölerzeugung so stark an und profitierte BESS davon?

Das Gasnetz in Neuengland kann in extremen Kälteperioden nicht gleichzeitig Heizung und Stromerzeugung bedienen. In den ersten Februartagen beanspruchte die Wohnraumheizung die Pipelinekapazität, sodass Gaskraftwerke keinen Brennstoff sichern konnten. Ölkraftwerke sprangen ein.

• Erdgas: 45,8 %, +5,5 % im Jahresvergleich
• Kernenergie: 24,5 %, stabil
• Öl: 15,0 % (2.064 MW Durchschnitt), zuvor 1,7 %, konzentriert auf die ersten zwei Wochen
• Wind: 662 MW Durchschnitt (4,8 %), +18,6 % im Jahresvergleich, aber weiterhin zu geringer Anteil, um die Gasengpässe während der Spitzenzeiten auszugleichen

Die gesamte ISO-NE-Stromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 19,6 % auf 9.225 GWh. Ölkraftwerke setzten in den Spitzenstunden den Grenzpreis, entkoppelten so die Großhandelspreise von den Gas-Basics und vergrößerten die Differenz zwischen Spitzen- und Schwachlastzeiten, was BESS-Arbitrage ermöglicht.

Wie stark entkoppelten sich die Preise vom Gas?

Henry Hub lag im Schnitt bei $3,60/MMBtu. In den meisten ISOs würde der beobachtete Bereich von $3,90/MMBtu zu einer Strompreisschwankung von $30–40/MWh führen. Im ISO-NE entkoppelte sich Algonquin Citygate, der wichtigste Gaspunkt für Neuengland-Kraftwerke, vom Henry Hub, und die tatsächliche Preisspanne war deutlich größer.

Am 9. Februar erreichte der implizite Heat Rate, berechnet als Day-Ahead-Hub-Preis geteilt durch den Algonquin Citygate Spotgaspreis, 66,4 MMBtu/MWh – mehr als das Neunfache eines effizienten GuD-Kraftwerks – was bestätigt, dass Öl und nicht Gas den Grenzpreis setzte. Bis Ende Februar normalisierten sich die Heat Rates auf 13–20 MMBtu/MWh, da Gas unter $3,15/MMBtu fiel und die Strompreise nachzogen.

Die begrenzte Pipelinekapazität aus den Appalachen, die Algonquin Citygate vom nationalen Benchmark entkoppelt, ist die Hauptursache für die Preisspitzen und den Anstieg der Ölerzeugung.

Was trieb die Nachfrage und gibt es BESS-Potenzial?

Die Bruttosystemnachfrage lag im Schnitt bei 15.147 MW (+4,6 % im Jahresvergleich), getrieben durch kaltes Wetter und nicht durch strukturelles Wachstum. Die Nettonachfrage lag bei 14.363 MW (+4,1 %). Die geringe Differenz zum Solarpeak (ca. 1.000 MW) bestätigt, dass sich das BESS-Potenzial im ISO-NE aus wetterbedingten Preisspitzen ergibt – und nicht aus der solargetriebenen Duck Curve wie in ERCOT oder CAISO.

Die Preise folgten einem Doppelspitzenmuster – morgens durch Heizbedarf und abends durch den Anstieg der Nachfrage, mit einer flachen Mittagsdelle im Vergleich zu südlichen ISOs.

Wie groß waren die BESS-Spreads?

Die Day-Ahead-TB-Spreads am Hub stiegen im Jahresvergleich moderat:

Das hohe Preisniveau im Februar des Vorjahres drückte jedoch auf die Gewinne. Die Real-Time-Spreads blieben im Jahresvergleich nahezu unverändert (-0,5 % für eine Stunde, -1,6 % für vier Stunden). Am 9. Februar erreichten die vierstündigen Real-Time-Spreads $960/MW-Tag. Neun Tage machten den Großteil des BESS-Einnahmepotenzials im Monat aus.

Rhode Island verzeichnete den höchsten Day-Ahead-Vier-Stunden-Spread mit $263/MW-Tag (+9,0 %), was auf eine angespanntere lokale Versorgungslage hinweist, die BESS in südlichen Lastzentren begünstigt. Die größte Differenz zwischen Day-Ahead und Real-Time zeigte sich in Maine: der niedrigste Day-Ahead-Spread ($238/MW-Tag), aber der höchste Real-Time-Spread ($434/MW-Tag, +5,5 % im Jahresvergleich). Physische Engpässe auf den Nord-Süd-Korridoren führen zu Real-Time-Knappheit, die im Day-Ahead-Markt nicht vorhersehbar ist. BESS-Betreiber mit Real-Time-Dispatch können diese Lücke nutzen.

Wie wurden Nebendienstleistungen bepreist?

Im Februar dominierten Energiearbitrage-Einnahmen die BESS-Erträge. Eine vierstündige Entladung am 9. Februar hätte allein durch TB-Spreads $960/MW-Tag eingebracht – das 29-fache des durchschnittlichen TMSR-Satzes.

Selbst am 2. Februar, dem Höchststand, hätte TMSR weniger als 8 % des besten Arbitrage-Tages erzielt. Reserven spielen im Winter von ISO-NE im Vergleich zu TB-Spreads eine untergeordnete Rolle.

Ausblick

Die Einnahmen sind ereignisgetrieben: Einige Wintertage können die Jahresrendite bestimmen. Die Teilnahme am Real-Time-Markt ist entscheidend: Vierstündige Spreads lagen am Hub 57 % und in Maine sogar 82 % über dem Day-Ahead-Niveau.

Nord-Süd-Übertragungsengpässe wirken sich im Real-Time-Dispatch oft unvorhersehbar aus und schaffen Knappheit, die der Day-Ahead-Markt nicht vollständig abbildet. Besonders in Maine boten überlastete Zonen deutlich höhere Real-Time-Erträge als es die Day-Ahead-Preise vermuten ließen.