Nebenleistungen sind Produkte zur Netzstabilität, die Netzbetreiber zusätzlich zur Energie beschaffen, um das Stromsystem stabil zu halten. Sie decken Frequenzkorrekturen im Sekundenbereich ab, stellen Reserveleistung bereit, falls ein Generator ausfällt, und helfen bei der Steuerung von Lastanstiegen, wenn sich die Einspeisung erneuerbarer Energien verändert. Batteriespeicher (BESS) sind im MISO-System aufgrund ihrer schnellen Reaktionsfähigkeit und flexiblen Lade-/Entladeprofile besonders gut für den Nebenleistungsmarkt geeignet.

MISO bietet auf seinen Großhandelsmärkten fünf Nebenleistungsprodukte an, die sich von anderen Diensten 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), bringt Batteriespeichern relevante Einnahmen.

Der durchschnittliche DA-Regelenergiepreis 2025 lag mit 17,34 $/MWh um 59 % über dem Wert von 2023. Frühe Daten aus 2026 deuten auf eine weitere Beschleunigung hin: Im Januar 2026 lag der durchschnittliche DA-Regelenergiepreis bei 27,88 $/MWh. Für Entwickler, die die Wirtschaftlichkeit von MISO-Projekten prüfen, stammen die meisten Nebenleistungserlöse fast ausschließlich aus der Regelenergie.

Wichtige Erkenntnisse

Regelenergie ist die bankfähigste Nebenleistung für Batterien im MISO-Markt; die DA-Preise stiegen von 10,91 $/MWh (2023) auf 17,34 $/MWh (2025), ein Plus von 59 %.
Der DA-Preis für Spinning Reserve liegt mit 4,32 $/MWh deutlich niedriger. Der Preis für Supplemental Reserve liegt im Schnitt bei etwa 1 $/MWh.
Die Real-Time (RT) Regelenergie erreichte am 28. Juli 2025 einen Höchstwert von 1.151 $/MWh. Mit dem Value of Lost Load (VOLL), dem Höchstpreis bei Versorgungsengpässen, der nun auf 10.000 $/MWh verdreifacht wurde, könnten zukünftige Knappheitssituationen zu noch höheren Preisen führen.
MISO hat die Regelenergie-Beschaffung von 400 MW auf 600 MW erhöht und damit den Zeitraum bis zur Marktsättigung verlängert. Dynamische Anforderungen ab 2026 könnten das Volumen und die Preisvolatilität zu Zeiten mit starken Solarleistungsänderungen weiter erhöhen.

Fünf Nebenleistungsprodukte, eines zahlt sich aus

MISO beschafft fünf Reserveprodukte zusammen mit Energie im Day-Ahead- und Echtzeitmarkt.

Der entscheidende Unterschied zwischen den Produkten ist die Reaktionsgeschwindigkeit. Daraus ergibt sich die Preisstruktur. Die folgende Tabelle fasst jedes Produkt, seine Reaktionszeit, das Beschaffungsvolumen und die Clearingpreise zusammen.

Regelenergie ist das schnellste und lukrativste Produkt. Zugewiesene Ressourcen folgen den AGC-Signalen (Automatic Generation Control) und passen ihre Leistung alle vier Sekunden an. MISO beschafft 600 MW. Zu den aktuellen DA-Preisen ist Regelenergie in den meisten Stunden die wichtigste Einnahmequelle.

Spinning Reserves erfordern aktive Erzeugungseinheiten, die innerhalb von 10 Minuten hochfahren können. Mit einem DA-Durchschnitt von 4,32 $/MWh im Jahr 2025 bieten sie eine zusätzliche Einnahmequelle, wenn die Regelenergiekapazität bereits vergeben ist. Die Anforderung liegt zwischen 900 MW (außerhalb von Rampenstunden) und 1.200 MW (während Rampenstunden) und ist so bemessen, dass sie den Ausfall des größten Generators im System abdecken kann.

Die übrigen drei Produkte zahlen zu wenig, um für Batteriespeicher wirtschaftlich relevant zu sein:

Supplemental Reserve: deckt den restlichen Bedarf an Reserveleistung ab (1.110 MW erforderlich), räumt aber nur 1,01 $/MWh DA ein
Short-Term Reserve (STR): seit 2021 für das 30-Minuten-Fenster eingeführt. Die Anforderung ist dynamisch und beträgt das 1,5-fache des größten Ausfalls, mit ähnlich niedrigen Clearingpreisen
Ramp Capability: seit 2016 zur Steuerung der Netzlastschwankungen. Ressourcen werden vergütet, um Kapazität für erwartete Schwankungen bei Wind, Solar und Nachfrage in den nächsten 10 Minuten bereitzuhalten.

Regelenergie wird kontinuierlich über AGC eingesetzt. Reserves werden nur nach einem Störfall aktiviert. Diese Einsätze sind selten, führen aber zu extremen Preisspitzen.

Wie legt MISO die Anforderungen für Nebenleistungen fest?

Die Reserveanforderungen richten sich nach den Standards der North American Electric Reliability Corporation (NERC) und sind so bemessen, dass sie den Ausfall der größten einzelnen Ressource abdecken:

Spinning Reserve: mindestens die Hälfte des gesamten Reservebedarfs
Supplemental Reserve: der verbleibende Teil des Reservebedarfs
Short-Term Reserve: zusätzliche 30 Minuten Reserve des gesamten Bedarfs

Diese Anforderungen sind verschachtelt: Eine Ressource, die für ein schnelleres Reserveprodukt qualifiziert ist, zählt auch für langsamere Reserven. Spinning Reserve kann Supplemental Reserve ersetzen, da eine synchronisierte Einheit alles leisten kann, was eine offline-Einheit kann. Regelenergiekapazität kann jedoch nicht für Spinning oder Supplemental Reserve angerechnet werden.

MISO setzt die Regelenergie-Anforderung auf 600 MW fest, basierend auf der Systemvariabilität. Im Gegensatz zu NYISO, wo die Anforderungen stündlich und saisonal schwanken, verwendet MISO einen festen Wert rund um die Uhr. Dies soll sich 2026 ändern.

Wie werden Nebenleistungspreise bei MISO festgelegt?

Alle fünf Produkte werden zusammen mit Energie in einer einzigen Optimierung abgewickelt. Die Marktsoftware von MISO sucht die kostengünstigste Kombination aus Energie und Reserven. Bei Reserveknappheit erhöht der Shortage-Preisplan von MISO (offiziell Operating Reserve Demand Curve, ORDC) die Preise je nach Grad der Unterschreitung des Zielniveaus.

An der Spitze dieses Preisplans steht der Value of Lost Load (VOLL): Der Geldwert, den Regulierungsbehörden für jede nicht gelieferte Megawattstunde ansetzen. In der Praxis ist VOLL der Höchstpreis, den der Markt bei Knappheit erreichen kann.

Zwei strukturelle Änderungen treiben die Regelenergiepreise

Der Anstieg 2025 war kein Einzelfall. Zwei politische Änderungen haben den Preisboden angehoben.

Erstens hat MISO die Regelenergie-Anforderung von 400 MW auf 600 MW erhöht. Die DA-Regelenergiepreise in der zweiten Jahreshälfte 2024 lagen im Schnitt bei 13,31 $/MWh, 32 % höher als in der ersten Jahreshälfte (10,11 $/MWh).

Zweitens wurde der VOLL von 3.500 $/MWh auf 10.000 $/MWh fast verdreifacht (ab September 2025), ein Wert, der seit 2007 unverändert war. Der bisherige Shortage-Preisplan hatte zwei feste Stufen bei 1.100 $/MWh und 2.100 $/MWh. Der neue Plan lässt die Preise nun stufenlos bis zur Obergrenze von 10.000 $/MWh steigen.

Im November 2025 lag der Day-Ahead-Durchschnitt bei 19,65 $/MWh, dem höchsten Monatswert seit 2023. Im Januar 2026 erreichte er während einer Kältewelle 27,88 $/MWh. Im Februar sank er auf 18,04 $/MWh. Der Zweimonatsdurchschnitt von 23,59 $/MWh spiegelt die neue VOLL-Obergrenze und saisonale Schwankungen wider, ist aber kein dauerhaftes Hoch.

Die Regelenergie im Echtzeitmarkt liegt konstant über dem Day-Ahead-Niveau. 2025 lag der RT-Durchschnitt bei 20,46 $/MWh, gegenüber 17,34 $/MWh im DA (18 % Aufschlag). Die Differenz 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 Betreiber von Batteriespeichern, die Day-Ahead bieten, deutet der anhaltende RT-Aufschlag darauf hin, dass Echtzeit-Engagement zusätzlichen Wert bringt – allerdings mit höherem Volatilitätsrisiko.

Spät im Herbst und im Winter sind die Regelenergiepreise am höchsten. Im Frühjahr sind sie niedriger. Regelenergie ist während der Übergangsmonate am wettbewerbsfähigsten gegenüber Arbitrage, wenn die Energiespreads gering sind.

Tagesdaten zeigen, was Monatsschnitte verschleiern. Am 28. Juli 2025 lag der RT-Regelenergiepreis im Tagesdurchschnitt bei 79,62 $/MWh, mehr als viermal so hoch wie der Monatsdurchschnitt. Die Spitze lag stündlich bei 1.151 $/MWh in HE19. Dies war das letzte große Knappheitssignal vor der VOLL-Anpassung im September 2025. Mit der neuen Obergrenze von 10.000 $/MWh könnten ähnliche Situationen künftig noch viel höhere Preise auslösen.

Wie schneidet Regelenergie zwischen den ISOs ab?

PJM hat im Oktober 2025 seine beiden Regelenergie-Signale zu einem einzigen bidirektionalen Produkt zusammengeführt. Im Oktober 2026 soll eine Aufteilung in Regulation Up und Down folgen. MISO nutzt schon immer ein einziges Regelenergieprodukt, das gemeinsam mit Energie co-optimiert wird.

Im Gegensatz zu NYISO, wo die Reserveanforderungen zonenabhängig sind, zeigen die Regelenergiepreise bei MISO kaum regionale Unterschiede.

Für Betreiber von Batteriespeichern vereinfacht das Ein-Produkt-Design von MISO das Bieten gegenüber der kommenden Zwei-Produkt-Struktur bei PJM. Das systemweite Marktmodell minimiert zudem das Risiko regionaler Preisdifferenzen.

Was sollten BESS-Betreiber wissen?

Batteriespeicher wurden ab Mitte 2022 gemäß FERC Order 841 für alle fünf Produkte zugelassen. In der Praxis ist diese Zulassung mit Einschränkungen verbunden:

Synchronisation: Einheiten müssen online sein, um Spinning Reserve zu bieten, da die Clearing-Software von MISO keine Angebote von offline-Speichern verarbeiten kann.
Ladebeschränkungen durch Netzanschlussverträge: Netzanschlussverträge können einschränken, wann Batterien geladen werden dürfen. Eine Brancheninitiative (PAC-2024-3) arbeitet daran, veraltete Beschränkungen zu entfernen.
Ladezustand (State-of-Charge): Bei MISO liegt das SoC-Management in der Verantwortung des Anlagenbetreibers, anders als bei NYISO, das eine ISO-gesteuerte Option bietet. Betreiber müssen Regelenergie-Reserve und Energiepreisunterschiede gegeneinander abwägen.

Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien erhöht zudem die Systemvariabilität und führt zu häufigeren Reserveengpässen. Für Batterien bedeutet das: mehr Regelenergie-MW zum Verkauf, höhere Preise und häufigere Preisspitzen bei Knappheit.