MISO's Planning Resource Auction (PRA) 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 unter dem reformierten Kapazitätsmarkt von MISO, der die Reliability-Based Demand Curve (RBDC) nutzt.

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

Wie lagen die Kapazitätspreise von MISO 2026/27?

Das RBDC-Framework, das für die PRA 2025 eingeführt wurde, ersetzte das vertikale Clearing-Modell durch eine kontinuierliche, zuverlässigkeitsbasierte Nachfragekurve. Diese Kurve bewertet Kapazität als Funktion der Zuverlässigkeit statt eines binären Überschuss-Clearingziels.

​Der Wechsel zu saisonaler Preisbildung unter der RBDC hat auch die saisonale Zusammensetzung der Kapazitätserlöse verändert. Der Anteil des Sommers am jährlichen Umsatz stieg von 38 % im Planungsjahr 2024/25 auf 78 % in 2025/26 und auf 85 % in 2026/27. Der MISO-Kapazitätsmarkt wird nun von Zuverlässigkeitsfragen im Sommer dominiert, 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 bei 126 $/MW-Tag geräumt. Die südliche Subregion (LRZs 8 und 10) lag bei 116 $/MW-Tag, bedingt durch Übertragungsbeschränkungen nach MISO North. Zusätzlich wurde LRZ 9 in Louisiana bei 123 $/MW-Tag geräumt.

​Warum sind die Kapazitätspreise von MISO im Jahresvergleich gefallen?

Die Clearingpreise 2026/27 spiegeln neue Erzeugungskapazitäten, verschobene Stilllegungen fossiler Kraftwerke und eine höhere Anrechnung für erneuerbare Energien wider.

Das insgesamt im Sommerauktion angebotene Kapazitätsvolumen stieg im Jahresvergleich um 4,8 GW von 137,8 GW auf 142,6 GW. Zudem überstiegen neue Erzeugungskapazitäten (+5,6 GW) und externe Ressourcen (+1,0 GW) die Stilllegungen (-1,4 GW) und Nettoverluste bei der Akkreditierung (-0,4 GW). Solarenergie machte den größten Anteil der Neubauten aus, gefolgt von Gas und BESS.

Darüber hinaus profitierte Solar von einer höheren Akkreditierung und konnte mehr unforced capacity (UCAP) als in den Vorjahren bieten. Gleichzeitig wurden die Akkreditierungsfaktoren für Windkraft und einige thermische Einheiten nach unten angepasst, da MISO deren Zuverlässigkeitsbeitrag neu berechnet hat.

Der Sommerüberschuss über die Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) von MISO stieg auf 4,6 GW, verglichen mit 2,6 GW in 2025/26. Damit lag er im oberen Bereich der im OMS-MISO Survey 2025 prognostizierten Spanne von 1,4 bis 6,1 GW. Dieses Wachstum der verfügbaren Kapazität widersprach den Markterwartungen eines weiteren Rückgangs.

Mit einer Erzeugung über dem angestrebten Reserveziel wurde die nach unten geneigte Nachfragekurve der RBDC zu einem niedrigeren Preis geräumt.

Welche Auswirkungen hat das auf die Erlöse von BESS in MISO?

Für eine 4-Stunden-Batterie in der MISO Nord-/Zentralregion 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 37 $/kW-Jahr aus, die anderen drei Jahreszeiten zusammen 7 $/kW-Jahr.

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

Im Gegensatz zur Entladedauer ist der Standort entscheidend für die Erlösunterschiede zwischen BESS-Anlagen. Batterien in der Nord-/Zentralregion erzielen den höheren jährlichen Preis von 126 $/MW-Tag. Vergleichbare Anlagen im Süden von MISO werden zu niedrigeren Preisen geräumt, was die Projektwirtschaftlichkeit schmälert.

Für Batterieentwickler unterstreicht der Rückgang der Kapazitätserlöse um 41 % die Bedeutung von Energie-Arbitrage-Spreads und Erlösen aus Systemdienstleistungen.

Anlagenbetreiber sollten davon ausgehen, dass die jährlichen Kapazitätserlöse unter der RBDC volatil bleiben. Die Preise im zweiten Jahr sind zwar deutlich gesunken, liegen aber weiterhin deutlich über dem Niveau vor 2024 von weniger als 10 $/MW-Tag. Die Preise für 2026/27 gelten ab dem 1. Juni 2026.