Nebenleistungen sind Netzstabilisierungsprodukte, 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 Lastanstiegen, wenn die Einspeisung erneuerbarer Energien schwankt. BESS-Installationen im MISO eignen sich aufgrund ihrer schnellen Reaktionszeiten und flexiblen Lade-/Entladeprofile besonders gut zur Teilnahme an den Nebenleistungsmärkten.

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

Diese fünf Produkte bilden eine Hierarchie basierend auf der Reaktionsgeschwindigkeit: Schnellere Reaktion bedeutet geringeres Angebot, strengere technische Anforderungen und höhere Preise. Nur eines, die Regelenergie (Regulation), erzielt nennenswerte Einnahmen für BESS.

Der durchschnittliche DA-Regelenergiepreis 2025 von 17,34 $/MWh lag 59 % über dem Niveau von 2023. Frühdaten aus 2026 deuten auf eine weitere Steigerung hin, mit durchschnittlichen DA-Regelenergiepreisen von 27,88 $/MWh im Januar 2026. Für Entwickler, die die Wirtschaftlichkeit von MISO-Projekten prüfen, liegt der Großteil der Nebenleistungserlöse fast ausschließlich in der Regelenergie.

Wichtige Erkenntnisse

• Regelenergie ist die bankfähigste Nebenleistung im MISO für Batteriespeicher, mit einem DA-Preisanstieg von 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 Preis für Supplemental Reserve beträgt im Schnitt etwa 1 $/MWh.
• Real-Time (RT) Regulation erreichte am 28. Juli 2025 einen Höchststand 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 Knappheitsereignisse die Preise weiter ansteigen lassen.
• MISO hat die Regelenergie-Beschaffung von 400 MW auf 600 MW erhöht und damit die Marktsättigung hinausgezögert. Dynamische Anforderungen ab 2026 könnten das Volumen und die Preisvolatilität während Solar-Ramp-Stunden weiter erhöhen.

Fünf Nebenleistungsprodukte, eines zahlt sich aus

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

Der Hauptunterschied zwischen den Produkten ist die Reaktionsgeschwindigkeit. Diese Hierarchie bestimmt auch die Preisstruktur. Die folgende Tabelle fasst jedes Produkt, seine Reaktionszeit, Beschaffungsvolumen und Clearingpreise zusammen.

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

Spinning Reserves erfordern aktiv einspeisende Ressourcen, die innerhalb von 10 Minuten hochfahren können. Mit einem DA-Durchschnitt von 4,32 $/MWh im Jahr 2025 bieten Spinning Reserves eine sekundäre Einnahmequelle, wenn Regulation-Kapazität bereits gebunden ist. Der Bedarf reicht von 900 MW in Nicht-Ramp-Stunden bis zu 1.200 MW in Ramp-Stunden und ist so bemessen, dass der Ausfall des größten Generators im System abgedeckt wird.

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

• Supplemental Reserve: deckt den verbleibenden Kontingenzbedarf (1.110 MW), wird aber nur mit 1,01 $/MWh DA vergütet
• Short-Term Reserve (STR): seit 2021 zur Abdeckung des 30-Minuten-Fensters eingeführt. Die Anforderung ist dynamisch und beträgt das 1,5-Fache der größten Kontingenz, mit ähnlich niedrigen Clearingpreisen
• Ramp Capability: seit 2016 zur Steuerung der Nettolastschwankungen. Ressourcen werden dafür bezahlt, Kapazität zurückzuhalten, um erwartete Schwankungen bei Wind, Solar und Nachfrage in den nächsten 10 Minuten abzudecken.

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

Wie legt MISO die Anforderungen für Nebenleistungen fest?

Die Reserveanforderungen folgen den Standards der North American Electric Reliability Corporation (NERC) (Standards) und sind so bemessen, dass der Ausfall der größten Einzelressource abgedeckt ist:

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

Diese Anforderungen sind verschachtelt: Eine für schnellere Reserveprodukte qualifizierte Ressource kann auch für langsamere Reserven angerechnet werden. Spinning Reserve-Kapazitäten können Supplemental Reserve-Plätze füllen, da eine synchronisierte Einheit alles leisten kann, was eine Offline-Einheit kann. Regulation-Kapazitäten können jedoch nicht für Spinning oder Supplemental Reserve angerechnet werden.

MISO setzt Regulation bei 600 MW fest, basierend auf der Systemvariabilität. Anders als bei NYISO, wo sich die Anforderungen stündlich und saisonal ändern, gilt bei MISO rund um die Uhr ein statischer Wert. Dies soll sich 2026 ändern.

Wie werden die Preise für Nebenleistungen bei MISO festgelegt?

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 MISOs Shortage-Pricing-Plan (offiziell Operating Reserve Demand Curve, ORDC) die Preise je nachdem, wie weit das Angebot unter das Zielniveau gefallen ist.

An der Spitze dieses Plans steht der Value of Lost Load (VOLL): der Dollarbetrag, den Regulierungsbehörden für jede nicht gelieferte Megawattstunde Strom ansetzen. In der Praxis ist VOLL der maximale Preis, den der Markt bei Engpässen erreichen kann.

Zwei strukturelle Änderungen treiben die Regulation-Preise nach oben

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

Erstens hat MISO die Regulation-Anforderung von 400 MW auf 600 MW erhöht. Die DA-Regulation-Preise in H2 2024 lagen mit durchschnittlich 13,31 $/MWh um 32 % über den 10,11 $/MWh aus H1.

Zweitens hat MISO den VOLL nahezu verdreifacht – von 3.500 $/MWh auf 10.000 $/MWh, gültig ab September 2025, ein Wert, der seit 2007 unverändert war. Der bisherige Shortage-Pricing-Plan hatte zwei feste Stufen bei 1.100 $/MWh und 2.100 $/MWh. Der neue Plan ermöglicht einen gleichmäßigen Preisanstieg bis zum Deckel von 10.000 $/MWh.

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

Regulation im Real-Time-Markt liegt konstant über dem Day-Ahead. 2025 lag RT im Schnitt bei 20,46 $/MWh gegenüber 17,34 $/MWh DA, ein Aufschlag von 18 %. 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 BESS-Betreiber, die Day-Ahead bieten, deutet der anhaltende RT-Aufschlag darauf hin, dass Real-Time-Engagement zusätzlichen Wert bringt – allerdings mit höherem Volatilitätsrisiko.

Spät-Herbst und Winter bringen höhere Regulation-Preise, das Frühjahr ist günstiger. Regulation ist während der Übergangsmonate am wettbewerbsfähigsten mit Arbitrage, wenn die Energiespreads gering sind.

Tagesdaten zeigen, was Monatsdurchschnitte glätten: Am 28. Juli 2025 lag der RT-Regulation-Durchschnitt bei 79,62 $/MWh – mehr als das Vierfache des Monatswerts. In Stunde 19 wurde ein Spitzenwert von 1.151 $/MWh erreicht. Dies war das letzte große Knappheitssignal vor der VOLL-Anpassung im September 2025. Unter dem neuen Deckel von 10.000 $/MWh könnten ähnliche Engpässe künftig noch höhere Preise verursachen.

Wie schneidet Regulation im Vergleich zu anderen ISOs ab?

PJM hat im Oktober 2025 seine beiden Regulation-Signale zu einem bidirektionalen Produkt zusammengeführt; eine Aufteilung in Regulation Up und Regulation Down ist für Oktober 2026 geplant. MISO verwendet seit jeher ein einziges Regulation-Produkt, das gemeinsam mit Energie optimiert wird.

Im Gegensatz zu NYISO, wo die Reserveanforderungen ebenfalls zonenabhängig sind, weisen die Regulation-Preise bei MISO kaum regionale Unterschiede auf.

Für BESS-Betreiber vereinfacht das Ein-Produkt-Design von MISO das Bieten im Vergleich zur bevorstehenden Zwei-Produkt-Aufteilung bei PJM, und das systemweite Marktmodell bedeutet minimales Standortrisiko.

Was müssen BESS-Betreiber wissen?

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

• Synchronisierung: Einheiten müssen online sein, um Spinning Reserve bereitzustellen, da die Clearing-Software von MISO keine Angebote von Offline-Speichern verarbeiten kann.
• Ladebeschränkungen durch Netzanschlussverträge: Netzanschlussverträge können einschränken, wann eine Batterie geladen werden darf. Eine Stakeholder-Initiative (PAC-2024-3) arbeitet daran, veraltete Beschränkungen zu entfernen.
• Ladezustand (State-of-charge): Bei MISO liegt das SoC-Management beim Anlagenbetreiber, anders als bei NYISO, das eine ISO-gesteuerte Option bietet. Betreiber müssen Regulation-Headroom gegen Energiespreads abwägen.

Die wachsende Flotte erneuerbarer Energien erhöht zudem die Systemvariabilität und führt zu häufigeren Reserveengpässen. Für Batterien bedeutet das: mehr Regulation-MW zum Verkauf, zu höheren Preisen, mit häufigeren Knappheitsspitzen.