​Das Gas-Engpassproblem in Neuengland verwandelte eine Kältewelle Anfang Februar in ein Zuverlässigkeitsereignis. Die ölbasierte Stromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 939 % auf 15 % des Mixes, da gasbefeuerte Kraftwerke keinen Brennstoff sichern konnten.

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

Nachdem sich die Temperaturen normalisierten, fielen die Preise unter $70/MWh, wodurch der durchschnittliche Day-Ahead-Hub-Preis bei $126,09/MWh lag – ein Rückgang von 3,3 % im Jahresvergleich.

Wichtige Erkenntnisse

• Ölbefeuerte Stromerzeugung stieg auf 15,0 % des Mixes gegenüber 1,7 % im Vorjahr – ein deutlicher Hinweis auf Engpässe in der Gasinfrastruktur Neuenglands.
• Die durchschnittlichen Day-Ahead-Hub-Preise lagen im Februar bei $126,09/MWh, wobei sich ein 2,6-facher Unterschied zwischen der ersten Hälfte ($182/MWh) und der zweiten Hälfte ($70/MWh) verbirgt.
• Day-Ahead-Vier-Stunden-TB-Spreads am Internal Hub lagen im Schnitt bei $257/MW-Tag, ein Anstieg von 6,1 % gegenüber dem Vorjahr.
• Kombiniert mit Regulierungs- und Kapazitätszahlungen erreichte das gesamte Vier-Stunden-BESS-Erlöspotenzial 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 Preisspreizung bei ISO-NE im Februar?

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

Über alle Zonen hinweg zeigen die Monatsdurchschnitte einen von Nord nach Süd verlaufenden Preisgradienten, der durch Netzengpässe geprägt ist:

Der Preisabschlag in Maine spiegelt die Nord-Süd-Netzengpässe wider, die Exporte in die südlichen Verbrauchszentren begrenzen.

Warum stieg die Ölerzeugung so stark an und half das den BESS?

Das Gasnetz in Neuengland kann bei extremer Kälte nicht gleichzeitig Heizung und Stromerzeugung bedienen. Der Heizbedarf der Haushalte belegte Anfang Februar die Pipeline-Kapazitäten, sodass gasbefeuerte Kraftwerke keinen Brennstoff sichern konnten. Ölbefeuerte Kraftwerke sprangen ein.

• Erdgas: 45,8 %, +5,5 % gegenüber Vorjahr
• Kernenergie: 24,5 %, stabil
• Öl: 15,0 % (2.064 MW im Durchschnitt), Anstieg von 1,7 % im Vorjahr, konzentriert auf die ersten zwei Wochen
• Wind: 662 MW im Durchschnitt (4,8 %), +18,6 % gegenüber Vorjahr, aber immer noch zu gering, um die Gasengpässe in Spitzenzeiten auszugleichen

Die gesamte ISO-NE-Erzeugung stieg im Jahresvergleich um 19,6 % auf 9.225 GWh. Ölbefeuerte Anlagen bestimmten in Spitzenzeiten den Grenzpreis, entkoppelten die Großhandelspreise von den Gasgrundlagen und vergrößerten die Peak-Offpeak-Spanne, die BESS-Arbitrage antreibt.

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 $30-40/MWh Strompreisschwankung führen. In ISO-NE entkoppelte sich Algonquin Citygate, der wichtigste Gaslieferpunkt für Kraftwerke in Neuengland, vom Henry Hub und die tatsächlichen Preisschwankungen waren deutlich größer.

Am 9. Februar erreichte der implizite Wärmewert, berechnet als Day-Ahead-Hubpreis geteilt durch den Algonquin Citygate Spotgaspreis, 66,4 MMBtu/MWh – mehr als das Neunfache eines effizienten GuD-Kraftwerks – ein klarer Hinweis, dass Öl und nicht Gas den Grenzpreis bestimmte. Bis Ende Februar pendelten sich die Wärmewerte auf 13-20 MMBtu/MWh ein, da Gas unter $3,15/MMBtu fiel und die Strompreise folgten.

Begrenzte Pipeline-Kapazitäten aus Appalachia, die dazu führen, dass Algonquin Citygate sich vom nationalen Benchmark entkoppelt, sind die Hauptursache sowohl für die Preisspitzen als auch für den Anstieg der Ölerzeugung.

Was trieb die Nachfrage an und gibt es BESS-Potenzial?

Die Bruttosystemnachfrage lag bei durchschnittlich 15.147 MW (+4,6 % gegenüber Vorjahr), getrieben durch kaltes Wetter und nicht durch strukturelles Wachstum. Die Nettolast lag bei durchschnittlich 14.363 MW (+4,1 %). Die geringe Differenz zum Solarpeak (ca. 1.000 MW) bestätigt, dass sich die BESS-Chancen in ISO-NE aus wetterbedingten Preisspitzen ergeben und nicht aus der von Solar getriebenen "Duck Curve" wie in ERCOT oder CAISO.

Die Preise folgten einem Doppelspitzenmuster – morgens durch Heizung und abends durch Rampen, mit einer flachen Mittagsdelle im Vergleich zu südlichen ISOs.

Wie hoch waren die BESS-Spreads?

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

Das erhöhte Preisniveau im Februar des Vorjahres hat diese Gewinne jedoch begrenzt. Die Real-Time-Spreads blieben im Jahresvergleich nahezu unverändert (-0,5 % für eine Stunde, -1,6 % für vier Stunden). Am 9. Februar erreichten die Vier-Stunden-Real-Time-Spreads $960/MW-Tag. Neun Tage machten den Großteil des monatlichen BESS-Erlöspotenzials aus.

Rhode Island verzeichnete mit $263/MW-Tag (+9,0 %) den höchsten Day-Ahead-Vier-Stunden-Spread, was auf ein engeres lokales Verhältnis von Angebot und Nachfrage hindeutet – ein Vorteil für BESS in den südlichen Verbrauchszentren Neuenglands. Die größte Differenz zwischen Day-Ahead- und Real-Time-Spread gab es in Maine: der niedrigste Day-Ahead-Spread ($238/MW-Tag), aber der höchste Real-Time-Spread ($434/MW-Tag, +5,5 % gegenüber Vorjahr). Physische Engpässe auf den Nord-Süd-Korridoren führen zu Real-Time-Knappheit, die im Day-Ahead nicht abgebildet wird. BESS-Betreiber mit Real-Time-Dispatch könnten diese Differenz abschöpfen.

Wie wurden Nebendienstleistungen bepreist?

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

Selbst zum Höchststand am 2. Februar hätte TMSR weniger als 8 % der Arbitrage eines Spitzenspannentages eingebracht. Reserven sind im Winter bei ISO-NE im Vergleich zu TB-Spreads von untergeordneter Bedeutung.

Ausblick

Die Erlöse sind ereignisgetrieben: Einige wenige Wintertage können die Jahresrendite bestimmen. Real-Time-Teilnahme ist entscheidend: Vier-Stunden-Spreads übertrafen Day-Ahead am Hub um 57 % und in Maine um 82 %.

Nord-Süd-Übertragungsengpässe treten bei Real-Time-Dispatch unvorhersehbar auf und schaffen Knappheit, die im Day-Ahead-Markt nicht vollständig abgebildet wird. Besonders in Maine boten die überlasteten Zonen deutlich höhere Real-Time-Erträge als es die Day-Ahead-Preise erwarten ließen.