Die Planning Resource Auction (PRA) von MISO für 2026 hat Kapazitätszahlungen zwischen 116 und 126 $ pro Megawatt-Tag erzielt. Das entspricht einem Rückgang von 42 % gegenüber dem Rekordhoch von 217 $/MW-Tag im Jahr 2025/26. Es ist das zweite Jahr des reformierten Kapazitätsmarkts von MISO mit der Reliability-Based Demand Curve (RBDC).

Weitere Informationen zur Funktionsweise des MISO-Kapazitätsmarktes finden Sie in unserem Erklärartikel.

Wie lagen die MISO-Kapazitätspreise 2026/27?

Das RBDC-Framework, das für die PRA 2025 eingeführt wurde, ersetzte das vertikale Clearing-Modell durch eine kontinuierliche, auf Zuverlässigkeit basierende Nachfragekurve. Diese Kurve bewertet Kapazität als Funktion der Zuverlässigkeit und nicht mehr als binäres Überschussziel.

Die Umstellung auf saisonale Preisbildung im RBDC hat auch die saisonale Zusammensetzung der Kapazitätserlöse verändert. Der Sommeranteil an den jährlichen Erlösen stieg von 38 % im Jahr 2024/25 auf 78 % in 2025/26 und auf 85 % in 2026/27. Der MISO-Kapazitätsmarkt wird nun vor allem von sommerlichen Zuverlässigkeitsanforderungen getrieben, während Herbst (34 $/MW-Tag), Winter (36 $/MW-Tag) und Frühling (8 $/MW-Tag) nur geringfügig zum jährlichen Kapazitätspreis beitragen.

Die Nord-/Zentralregion (Local Resource Zones 1 bis 7) wurde mit 126 $/MW-Tag abgerechnet. Die südliche Subregion (LRZs 8 und 10) lag aufgrund von Übertragungsbeschränkungen nach MISO North bei 116 $/MW-Tag. Zudem lag LRZ 9 in Louisiana bei 123 $/MW-Tag.

​Warum sind die MISO-Kapazitätspreise im Jahresvergleich gefallen?

Die Clearingpreise für 2026/27 spiegeln neue Kraftwerkszugänge, aufgeschobene Stilllegungen fossiler Kraftwerke und eine höhere Akkreditierung für Erneuerbare wider.

Das insgesamt angebotene Kapazitätsvolumen für die Sommerauktion wuchs im Jahresvergleich um 4,8 GW von 137,8 GW auf 142,6 GW. Neue Kraftwerke (+5,6 GW) und externe Ressourcen (+1,0 GW) übertrafen dabei die Stilllegungen (-1,4 GW) und Nettoverluste bei der Akkreditierung (-0,4 GW). Den größten Anteil an den Neubauten hatte Solar, gefolgt von Gas und BESS.

Zudem profitierte Solar von einer verbesserten Akkreditierung und konnte mehr unforced capacity (UCAP) als in den Vorjahren bieten. Gleichzeitig wurden die Akkreditierungsfaktoren für Wind und einige thermische Einheiten nach unten angepasst, da MISO deren Zuverlässigkeitsbeitrag neu berechnete.

Der Sommerüberschuss über die Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) von MISO stieg auf 4,6 GW, gegenüber 2,6 GW in 2025/26. Damit lag der Wert im oberen Bereich der im OMS-MISO-Survey für 2025 prognostizierten Spanne von 1,4 bis 6,1 GW. Dieses Kapazitätswachstum widersprach den Markterwartungen eines anhaltenden Rückgangs.

Da das Angebot die angestrebte Reserve deutlich überstieg, wurde die RBDC-Nachfragekurve mit fallender Tendenz zu einem niedrigeren Preis geräumt.

Welche Auswirkungen haben die Ergebnisse auf BESS-Erlöse bei MISO?

Für eine 4-Stunden-Batterie in der Nord-/Zentralregion von MISO sanken die Kapazitätserlöse von 75 $/kW-Jahr in 2025/26 auf 44 $/kW-Jahr in 2026/27, ein Rückgang um 42 %. Allein der Sommer machte davon 36 $/kW-Jahr aus, die anderen drei Jahreszeiten zusammen 6 $/kW-Jahr.

Eine längere Entladedauer als 4 Stunden bringt in MISO keinen zusätzlichen Kapazitätsfaktor, sodass Batterien mit längerer Dauer keine weiteren Akkreditierungsvorteile erzielen.

Im Gegensatz zur Dauer ist die Standortwahl entscheidend für Erlösunterschiede zwischen BESS-Anlagen. Batterien in der Nord-/Zentralregion erzielen den höheren jährlichen Preis von 126 $/MW-Tag. Vergleichbare Anlagen im Süden von MISO würden zu niedrigeren Preisen abgerechnet, was die Wirtschaftlichkeit einschränkt.

Für Batterieentwickler verdeutlicht der Rückgang der Kapazitätserlöse um 41 % die Bedeutung von Arbitrage-Spreads und Erlösen aus Nebendienstleistungen.

Anlagenbetreiber sollten davon ausgehen, dass die jährlichen Kapazitätserlöse unter dem RBDC volatil bleiben. Die Preise im zweiten Jahr gingen deutlich zurück, liegen aber weiterhin deutlich über dem Niveau vor 2024 von weniger als 10 $/MW-Tag. Die Preise für 2026/27 treten am 1. Juni 2026 in Kraft.