Nebenleistungen sind Produkte zur Netzstabilität, die Netzbetreiber zusätzlich zur Energie beschaffen, um das Stromsystem stabil zu halten. Sie umfassen sekundenschnelle Frequenzkorrekturen, Reserveleistung bei Ausfall eines Generators und das Management von Laständerungen durch schwankende erneuerbare Einspeisung. BESS-Installationen im MISO sind aufgrund ihrer schnellen Reaktionszeiten und flexiblen Lade-/Entladeprofile besonders gut für den Nebenleistungsmarkt geeignet.

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MISO betreibt fünf Nebenleistungsprodukte auf seinen Großhandelsmärkten, die sich von anderen Systemdienstleistungen wie Schwarzstart und Spannungshaltung unterscheiden.

Diese fünf Produkte sind nach Reaktionsgeschwindigkeit gestaffelt: Schnellere Reaktion bedeutet geringeres Angebot, strengere technische Anforderungen und höhere Preise. Nur eines davon, die Regelenergie (Regulation), generiert signifikante BESS-Einnahmen.

Der durchschnittliche DA-Regelenergiepreis 2025 lag bei 17,34 $/MWh und damit 59 % über dem Basiswert von 2023. Frühe Daten für 2026 deuten auf eine weitere Steigerung hin: Im Januar 2026 lag der DA-Regelenergiepreis im Schnitt bei 27,88 $/MWh. Für Entwickler, die MISO-Projekte wirtschaftlich prüfen, stammt der Großteil der Nebenleistungsumsätze fast ausschließlich aus der Regelenergie.

Wichtige Erkenntnisse

• Regelenergie ist für Batteriespeicher die rentabelste Nebenleistung in MISO. Die DA-Preise stiegen um 59 % von 10,91 $/MWh (2023) auf 17,34 $/MWh (2025).
• Der DA-Preis für Spinning Reserve liegt mit 4,32 $/MWh deutlich dahinter. Der DA-Preis für Supplemental Reserve beträgt im Schnitt etwa 1 $/MWh.
• Im Real-Time-Markt (RT) erreichte Regulation am 28. Juli 2025 einen Höchstwert von 1.151 $/MWh. Mit dem Value of Lost Load (VOLL), dem Preisdeckel bei Versorgungsengpässen, der nun auf 10.000 $/MWh verdreifacht wurde, könnten zukünftige Knappheitssituationen zu noch höheren Preisen führen.
• MISO hat die Beschaffung von Regulation von 400 MW auf 600 MW erhöht, wodurch der Markt noch nicht gesättigt ist. Dynamische Anforderungen ab 2026 könnten das Volumen und die Preisvolatilität während Solar-Ramp-Stunden weiter steigern.

Fünf Nebenleistungsprodukte, eines zahlt sich aus

MISO beschafft fünf Reserveprodukte zusammen mit Energie sowohl im Day-Ahead- als auch im Real-Time-Markt.

Das wichtigste Unterscheidungsmerkmal ist die Reaktionsgeschwindigkeit. Diese Hierarchie bestimmt auch die Preisstruktur. Die folgende Tabelle fasst jedes Produkt, seine Reaktionszeit, Beschaffungsvolumina und Clearingpreise zusammen.

Regulation ist das schnellste und am besten vergütete Produkt. Zugewiesene Ressourcen folgen den Signalen der automatischen Erzeugungsregelung (AGC) und passen ihre Leistung alle vier Sekunden an. MISO beschafft 600 MW. Bei den aktuellen DA-Preisen ist Regulation in den meisten Stunden die lukrativste Einnahmequelle.

Spinning Reserves erfordern Ressourcen, die aktiv einspeisen und innerhalb von 10 Minuten hochfahren können. Mit einem DA-Durchschnitt von 4,32 $/MWh im Jahr 2025 bieten Spinning Reserves eine zusätzliche Einnahmequelle, wenn die Regulation-Kapazität bereits gebunden ist. Die Anforderung liegt zwischen 900 MW in Nicht-Ramp-Stunden und 1.200 MW in Ramp-Stunden, um den Ausfall des größten Generators im System abzusichern.

Die übrigen drei Produkte zahlen zu wenig, um ein BESS-Geschäftsmodell zu tragen:

• Supplemental Reserve: deckt den Rest des Kontingenzbedarfs (1.110 MW Anforderung), räumt aber nur 1,01 $/MWh DA ab
• Short-Term Reserve (STR): 2021 eingeführt, um das 30-Minuten-Fenster abzudecken. Die Anforderung ist dynamisch und beträgt das 1,5-fache der größten Kontingenz, mit ähnlich niedrigen Clearingpreisen
• Ramp Capability: seit 2016 zur Steuerung der Nettolastvariabilität. Ressourcen erhalten Zahlungen für das Vorhalten von Kapazität, um erwartete Schwankungen bei Wind, Solar und Nachfrage in den nächsten 10 Minuten abzufedern.

​​Regulation wird kontinuierlich über AGC eingesetzt. Reserves werden nur nach einem Kontingenz-Ereignis aktiviert. Diese Einsätze sind selten, führen aber zu extremen Preisspitzen.

Wie legt MISO die Anforderungen für Nebenleistungen fest?

Reserveanforderungen richten sich nach den Standards der North American Electric Reliability Corporation (NERC) (Standards) und sind so dimensioniert, dass der Ausfall der größten Einzelressource abgedeckt wird:

• Spinning Reserve: mindestens die Hälfte der Gesamtkontingenz
• Supplemental Reserve: der Rest der Gesamtkontingenz
• Short-Term Reserve: zusätzliche 30 Minuten Backup der Gesamtkontingenz

Diese Anforderungen sind verschachtelt: Eine für ein schnelleres Reserveprodukt qualifizierte Ressource zählt auch für langsamere Reserveprodukte. Spinning Reserve kann Supplemental Reserve abdecken, da eine synchronisierte Einheit alles leisten kann, was eine offline-Einheit kann. Regulation-Kapazität kann jedoch nicht für Spinning oder Supplemental angerechnet werden.

MISO legt Regulation bei 600 MW fest, basierend auf der Systemvariabilität. Anders als bei NYISO, wo die Anforderungen stündlich und saisonal schwanken, verwendet MISO einen festen Wert rund um die Uhr. Dies soll sich 2026 ändern.

Wie bestimmt MISO die Preise für Nebenleistungen?

Alle fünf Produkte werden zusammen mit Energie in einer einzigen Optimierung abgerechnet. Die Marktsoftware von MISO findet die kostengünstigste Kombination aus Energie und Reserven. Wenn Reserven knapp werden, erhöht MISO die Preise nach einem festgelegten Mangelpreissystem (Operating Reserve Demand Curve, ORDC), je nachdem, wie weit das Angebot unter die Zielwerte fällt.

An der Spitze dieses Systems steht der Value of Lost Load (VOLL): der Geldwert, den Regulierungsbehörden jedem nicht gelieferten Megawattstunden Strom zuweisen. In der Praxis ist VOLL der Höchstpreis, den der Markt bei Versorgungsengpässen erreichen kann.

Zwei strukturelle Änderungen treiben die Regulation-Preise

Der Anstieg 2025 war kein Einzelfall. Zwei politische Änderungen haben die Preisuntergrenze erhöht.

Erstens hat MISO die Regulation-Anforderung von 400 MW auf 600 MW erhöht. Die DA-Regulation-Preise in H2 2024 lagen im Schnitt bei 13,31 $/MWh, 32 % höher als die 10,11 $/MWh im ersten Halbjahr.

Zweitens hat MISO den VOLL von 3.500 $/MWh auf 10.000 $/MWh fast verdreifacht (ab September 2025), ein Wert, der seit 2007 unverändert war. Das bisherige Mangelpreissystem hatte zwei Stufen bei 1.100 $/MWh und 2.100 $/MWh. Das neue System ermöglicht einen stetigen Preisanstieg bis zum Deckel von 10.000 $/MWh.

Im November 2025 lag der Day-Ahead-Durchschnitt bei 19,65 $/MWh – der höchste Monatswert seit 2023. Im Januar 2026 wurden während einer Kältewelle 27,88 $/MWh erreicht. Im Februar sank der Wert auf 18,04 $/MWh. Der Zweimonatsdurchschnitt von 23,59 $/MWh spiegelt den neuen VOLL-Deckel und saisonale Schwankungen wider, ist aber kein dauerhaftes Plateau.

Im Real-Time-Markt liegt Regulation beständig über dem Day-Ahead-Markt. 2025 betrug der RT-Durchschnitt 20,46 $/MWh gegenüber 17,34 $/MWh DA, ein Aufschlag von 18 %. Die Spanne wurde im Jahresverlauf größer:

• Gesamtjahr 2025: RT 20,46 $/MWh vs DA 17,34 $/MWh (18 % Aufschlag)
• März 2025 (größte Differenz): RT 22,78 $/MWh vs DA 15,84 $/MWh
• Februar 2026: RT 23,07 $/MWh vs DA 17,91 $/MWh

Für BESS-Betreiber, die im Day-Ahead-Markt bieten, deutet der dauerhafte RT-Aufschlag darauf hin, dass Echtzeit-Engagement zusätzlichen Wert bringt – allerdings bei höherem Volatilitätsrisiko.

Spätjahr und Winter bringen höhere Regulation-Preise, das Frühjahr niedrigere. Regulation ist besonders in sogenannten "Schultermonaten" wettbewerbsfähig gegenüber Arbitrage, wenn die Energiepreis-Spreads gering sind.

Tagesdaten zeigen, was Monatsdurchschnitte glätten: Am 28. Juli 2025 lag der RT-Regulation-Tagesdurchschnitt bei 79,62 $/MWh, mehr als das Vierfache des Monatsdurchschnitts. In der Stunde HE19 wurde ein Spitzenwert von 1.151 $/MWh erreicht. Das war das letzte große Knappheitssignal vor der VOLL-Anpassung im September 2025. Unter dem neuen Deckel von 10.000 $/MWh könnten ähnliche Engpässe zu noch deutlich höheren Preisen führen.

Wie schneidet Regulation im Vergleich zu anderen ISOs ab?

PJM hat im Oktober 2025 seine beiden Regulation-Signale zu einem bidirektionalen Produkt zusammengeführt, mit einer geplanten Aufteilung in Regulation Up und Regulation Down im Oktober 2026. MISO setzt seit jeher auf ein einziges Regulation-Produkt, das gemeinsam mit Energie optimiert wird.

Im Gegensatz zu NYISO, wo Reserveanforderungen ebenfalls zonenabhängig sind, zeigen die Regulation-Preise bei MISO nur geringe regionale Unterschiede.

Für BESS-Betreiber vereinfacht das Ein-Produkt-Design von MISO das Bieten im Vergleich zur kommenden Zwei-Produkt-Struktur von PJM, und das systemweite Marktmodell minimiert das Risiko regionaler Preisdifferenzen.

Was sollten BESS-Betreiber wissen?

Seit Mitte 2022 sind Batterien gemäß FERC Order 841 für alle fünf Produkte zugelassen. In der Praxis gibt es jedoch Einschränkungen:

• Synchronisation: Einheiten müssen online sein, um Spinning Reserve bereitzustellen, da die Clearing-Software von MISO keine Angebote von offline-Speichern verarbeiten kann.
• Ladebeschränkungen in Netzanschlussverträgen: Netzanschlussverträge können die Ladezeiten von Batteriespeichern einschränken. Eine Stakeholder-Initiative (PAC-2024-3) arbeitet daran, veraltete Einschränkungen zu beseitigen.
• Ladezustand (State-of-Charge): Bei MISO liegt das SoC-Management beim Anlagenbetreiber, anders als bei NYISO, wo es eine ISO-gesteuerte Option gibt. Betreiber müssen das Regelenergie-Potenzial gegen Energiepreis-Spreads abwägen.

Die wachsende Flotte erneuerbarer Energien erhöht ebenfalls die Systemvariabilität, was wiederum zu häufigeren Reserveengpässen führt. Für Batteriespeicher bedeutet das: mehr Regulation-Megawatt, höhere Preise und häufigere Knappheitsspitzen.