​Ein Abend mit geringer Windproduktion am 15. April prägte den Monat. Ein schweres Gewitter zog zwischen dem Abend des 14. April und der Nacht zum 15. April durch das MISO-Gebiet. Die Windleistung von MISO sank von einem abendlichen Monatsdurchschnitt von etwa 15 GW auf 7 GW am 15. April.

Mit einer reduzierten Windflotte und Solarenergie außerhalb der Spitzenstunden erreichten die Echtzeitpreise am Indiana Hub während HE 18 $608/MWh – mehr als das 16-fache des monatlichen Indiana Hub-Echtzeitdurchschnitts von $37,75/MWh. Der Day-Ahead-Markt bewertete dieselbe Stunde nur mit einem Bruchteil dieses Niveaus.

Die Realzeit-Top-Bottom-Spreads weiteten sich an den nördlichen Hubs deutlich aus. Indiana ($269/MW-Tag, plus 46 % gegenüber Vorjahr) und Michigan ($268/MW-Tag, plus 58 %) lagen praktisch gleichauf an der Spitze. Die südlichen Hubs entwickelten sich entgegengesetzt: In Arkansas fielen die vierstündigen Realzeit-Spreads um 36 % gegenüber dem Vorjahr, in Texas um 44 %. Die Nord-Süd-Spaltung, teilweise durch Übertragungsengpässe verursacht, ähnelte den Vormonaten.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Nord-Süd-TB4-Lücke von MISO erreichte ihren Höchststand des letzten Jahres: Indiana Realzeit-TB4s im Schnitt $269/MW-Tag (plus 46 %), während Texas auf $136/MW-Tag fiel (minus 44 %).
• Der Michigan Hub verzeichnete mit $41/MWh den höchsten Day-Ahead-Durchschnitt, ein Aufschlag von $14/MWh gegenüber Arkansas mit $27/MWh.
• Die Windleistung von MISO sank am 15. April auf 7 GW, weniger als die Hälfte des abendlichen Monatsdurchschnitts, als ein schweres Gewitter durchzog.
• Erdgas stieg auf 21,5 GW (plus 19 % gegenüber Vorjahr), während Kohle auf 16 GW fiel (minus 15 %); Solar lag im Schnitt bei 5,3 GW (plus 54 %).
• Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei $20/MWh und war damit das lukrativste Nebenprodukt für BESS in MISO.

Abendlicher Preissprung am 15. April lag 16-fach über dem Monatsdurchschnitt am Indiana Hub

Die Frühlingsmonate in MISO sind normalerweise frei von Winter-Knappheitsereignissen. Im April 2026 wurde dieses Muster zwischen dem Abend des 14. und der Nacht zum 15. April durchbrochen.

Ein schweres Gewitter löste Tornados im Südosten Michigans aus und veränderte die Windmuster über den unteren Großen Seen. Dadurch wurde die Windproduktion für rund 24 Stunden unterdrückt.

Die Windleistung von MISO fiel am 15. April auf 7 GW, deutlich unter den durchschnittlichen 15 GW an April-Abenden. Um 18 Uhr CPT lag Wind bei 6,8 GW und Solar war von einem Tageshöchststand von 13,4 GW auf 2,5 GW gesunken.

Gaskraftwerke füllten die Lücke zusätzlich zum normalen abendlichen Hochlauf. Durch diesen Anstieg erreichten die Echtzeitpreise am Indiana Hub $608/MWh – die teuerste Stunde des Monats. Um 20 Uhr hatte sich die Lücke geschlossen und die Preise fielen auf $49/MWh. Die Windleistung erholte sich bis zum 17. April auf den Monatsdurchschnitt.

Der Day-Ahead-Markt hatte das Ereignis nicht eingepreist. Die Day-Ahead-Preise lagen am 15. April im Schnitt bei $47/MWh, mit der teuersten Stunde leicht über $80/MWh.

BESS, die im Day-Ahead-Markt entladen wurden, erzielten etwa $50/MWh. BESS, die für den Realzeitmarkt vorhielten, erzielten in dieser einen Stunde in Indiana über $600/MWh und in Michigan über $570/MWh.

Sechs weitere Stunden lagen im April im Realzeitmarkt in MISO über $200, fünf davon konzentriert auf die abendlichen Hochlaufphasen vom 15. bis 23. April und zwei in den engen Morgenstunden am 20. April.

Der Erzeugungsmix in MISO verlagerte sich zu Gas und Solar

Erdgas lag im April 2026 im Schnitt bei 21,5 GW, nach 18,1 GW im Vorjahr. Dieser Anstieg um 19 % füllte die Lücke, die die Kohle hinterließ.

Kohle fiel von 18,9 GW auf 16,0 GW (minus 15 %). Solar wuchs prozentual am stärksten: Im Schnitt 5,3 GW, ein Plus von 54 %, was den Ausbau von Solaranlagen im Versorgungsmaßstab in MISO widerspiegelt. Wind stieg um 8 % auf 15,2 GW.

Solar erreichte mittags durchschnittlich 13,4 GW, mehr als 50 % über dem Höchststand von 8,7 GW im April 2025.

Die durchschnittliche Nettolast sank um 11 Uhr auf 45,9 GW, als Solar den Höchstwert erreichte, und stieg bis 19 Uhr wieder auf 61,1 GW – ein Sprung von mehr als 15 GW in acht Stunden.

Der Erzeugungsmix bewältigte die meisten dieser Rampen problemlos, aber das unterdurchschnittliche Wind- und Solarniveau am 15. April führte für eine Stunde zu Knappheit.

MISO-Nord-Hubs weiten TB4-Spreads aus, während MISO-Süd-Hubs sich annähern

Die Day-Ahead-Preise am Indiana Hub lagen im Schnitt bei $39,5/MWh, im Realzeitmarkt bei $38/MWh. Michigan verzeichnete mit $41/MWh den höchsten Day-Ahead-Durchschnitt, ein Aufschlag von $14/MWh gegenüber Arkansas mit $27/MWh.

Diese Preisdifferenz verstärkte sich in den Top-Bottom-Spreads. Die Day-Ahead-Vier-Stunden-Top-Bottom-Spreads am Indiana Hub lagen im Schnitt bei $165/MW-Tag (plus 43 % gegenüber Vorjahr), im Realzeitmarkt bei $269/MW-Tag (plus 46 %).

Auch Michigan und Illinois folgten diesem Trend. Beide weiteten sich im Day-Ahead- und noch stärker im Realzeitmarkt aus.

Die südlichen Zonen folgten diesem Trend nicht. Die Day-Ahead-TB4-Spreads in Arkansas blieben mit $113/MW-Tag (plus 8 %) nahezu unverändert, während sie im Realzeitmarkt um 36 % auf $133/MW-Tag sanken.

In Texas fielen die Day-Ahead-TB4s um 24 % auf $118/MW-Tag und die Realzeit-TB4s um 44 % auf $136/MW-Tag. Auch in Louisiana sanken die Realzeit-TB4s um 21 %.

Die Nord-Süd-Lücke bei den Realzeit-TB4s erreichte im April mehr als $130/MW-Tag zwischen Indiana und Texas – der höchste Wert eines Monatsbenchmarks im vergangenen Jahr.

Dieses Muster spiegelt eine dichtere industrielle Last und begrenzte Importpfade im MISO-Norden im Vergleich zu überschüssiger Erdgas-Kapazität im Süden wider. Begrenzte Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen verstärken die Lücke, sobald sich das Angebot im Norden verknappt.

Für eine 100 MW / 400 MWh-Batterie im Realzeitmarkt lag die Differenz zwischen Indiana und Texas im April bei etwa $13.300/Tag bzw. rund $400.000 im Monat.

Regelenergie erneut ertragreicher als Reserven

Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei $20/MWh, ein Plus von 15 % gegenüber Vorjahr, und behauptete sich als wertvollstes Nebenprodukt für BESS in MISO. Echtzeit-Regelenergie lag bei $20/MWh, ein Rückgang um 7 % gegenüber Vorjahr.

Day-Ahead-Spinning-Reserve lag im Schnitt bei $3/MWh, ein Minus von 44 % gegenüber Vorjahr. Echtzeit-Spinning-Reserve lag im Schnitt bei $2/MWh.

Der MISO-Nebenleistungsstapel bleibt für BESS-Betreiber von der Regelenergie dominiert. Die Lücke vergrößerte sich im April weiter: Regelenergie lag mehr als siebenmal so hoch wie die Day-Ahead-Spinning-Reserve, verglichen mit etwa 3,5-mal im April 2025.

Kapazitäten, die für Spinning- oder Zusatzreserve gebunden waren, verpassten sowohl die höheren Regelenergiepreise als auch den abendlichen Hochlauf am 15. April.

Ausblick

Der abendliche Hochlauf am 15. April war das prägende Ereignis des Monats. Ein einziges Unwetter unterdrückte die Windleistung von MISO für 24 Stunden, und die daraus resultierende Lücke von 8 bis 10 GW verschärfte die Systemlage.

Ein Drittel der Windflotte für einen Tag zu verlieren, ist ein Ereignis, das der Gaskraftwerkspark während des abendlichen Hochlaufs nicht vollständig auffangen kann. In der Übergangszeit wird diese Ramp-Form (nicht die Winterknappheit) zum wichtigsten Spread-Treiber.

Die nördlichen Hubs bleiben im Vorteil. Realzeit-Vier-Stunden-Top-Bottom-Spreads in Indiana, Michigan und Illinois lagen alle mehr als $90/MW-Tag über ihren südlichen Pendants – eine größere Lücke als im März. Übertragungsengpässe, höhere industrielle Last und geringere Reserven im Norden werden sich im nächsten Quartal nicht auflösen.

Für Betreiber zeigte der April erneut, dass im Realzeit-Dispatch Chancen bestehen, die der Day-Ahead-Markt verpasst, und dass die initiale Standortwahl das Umsatzpotenzial bestimmt.