​784 MW an BESS sind derzeit in MISO in Betrieb, während 49 GW auf den Anschluss warten. Die aktuellen Merchant-Einnahmen reichen nicht aus, damit sich Batteriespeicher in MISOs 49 GW-Warteschlange wirtschaftlich lohnen.

Vorgaben der Bundesstaaten und integrierte Ressourcenpläne (IRPs) der Versorger können die Finanzierungslücke schließen. Zusammen zielen sie bis 2030 auf 7.730 MW ab. Illinois und Michigan setzen auf gesetzliche Vorgaben, während Minnesota, Missouri und Indiana auf Abnahmeverträge mit Versorgern setzen.

Gesetzliche Vorgaben wandeln politische Ziele in bankfähige Einnahmen um. Versorger müssen langfristige Abnahmeverträge abschließen, unabhängig von den Marktbedingungen. So erhalten Kreditgeber die vertraglich festgelegten Zahlungsströme, die sie für die Projektfinanzierung benötigen.

​Wichtigste Erkenntnisse

• Merchant-BESS können sich nicht allein auf Arbitrageerlöse verlassen, da die Day-Ahead-Spreads für Vier-Stunden-Systeme in MISO unter 200 $/MW-Tag bleiben.
• Illinois und Michigan schreiben bis 2030 zusammen 5.500 MW vor. In ihrem MISO-Gebiet sind jedoch nur 119 MW in Betrieb. Das ist die größte Lücke zwischen Vorgabe und Umsetzung in jedem US-Markt.
• Indiana führt MISO mit 337 MW an operativem BESS durch Abnahmeverträge mit NIPSCO und AES Indiana an – nicht durch gesetzliche Vorgaben. Dieses Modell funktioniert, bietet aber keine gesetzliche Sicherheit.
• Minnesota bietet die höchsten Real-Time-TB4-Spreads für 2025 mit 243 $/MW-Tag und damit zusätzliches Arbitragepotenzial. Allerdings verursachen Anschlusskosten von bis zu 80 Millionen Dollar ein erhebliches Projektrisiko.

​Warum rechtfertigen Merchant-Einnahmen allein kein BESS in MISO?

Das System von MISO wird enger. Die Kapazitätsauktion im Sommer stieg von 30 $/MW-Tag im Jahr 2024 auf 666 $/MW-Tag im Jahr 2025. Dennoch decken die aktuellen Clearingpreise weniger als 15 % des jährlichen Umsatzbedarfs eines Vier-Stunden-BESS-Projekts. Energiearbitrage und Systemdienstleistungen müssen den Rest ausgleichen.

Doch die Spreads schwanken zu stark, um ein Projekt allein zu finanzieren. Die durchschnittlichen Day-Ahead-Spreads für vier Stunden am Indiana Hub lagen 2022 bei 202 $/MW-Tag, 2023 bei 101 $/MW-Tag und erholten sich 2025 auf 163 $/MW-Tag. Diese Schwankung von 50 % pro Jahr macht Umsatzprognosen für die Projektfinanzierung unzuverlässig. Außer in Minnesota gibt es keinen Bundesstaat, der konstant Renditen erwirtschaftet, die ein Merchant-Geschäftsmodell tragen.

​​Drei Entwicklerprofile zeichnen sich ab:

• Konservativ (Indiana, Missouri): Bewährte Abnahmeverträge mit Versorgern, überschaubare Warteschlangen und bestehende Netzinfrastruktur. Geringeres Potenzial, aber auch geringeres Projektrisiko.
• Wachstumsorientiert (Illinois, Michigan): Vorgaben-basierte Ausschreibungen sichern die größten Kapazitätsziele, erfordern aber die Bewältigung von unerprobten Genehmigungswegen und rechtlicher Unsicherheit.
• Arbitrage-fokussiert (Minnesota): Die stärkste Merchant-Ökonomie in MISO, aber nur tragbar für Entwickler, die die hohen Anschlusskosten stemmen können.

​Illinois und Michigan schreiben 5.500 MW vor, betreiben aber nur 119 MW

Gesetzliche Vorgaben lassen Versorgern keinen Spielraum – sie müssen die festgelegte BESS-Kapazität beschaffen, unabhängig von den Marktbedingungen. Illinois und Michigan sind die einzigen MISO-Staaten mit diesem Mechanismus. Zusammen zielen sie auf 5.500 MW. Heute sind 119 MW in Betrieb. Beide Staaten kämpfen mit der Lücke zwischen politischem Anspruch und tatsächlicher Umsetzung.

​Illinois strebt bis 2030 3.000 MW von einer Basis von 4 MW an

Illinois hat im Januar 2026 das Clean and Reliable Grid Affordability Act verabschiedet. Das Gesetz schreibt bis 2030 3.000 MW BESS in den Gebieten von Ameren und ComEd vor. Im MISO-Gebiet von Illinois sind bislang nur 4 MW in Betrieb; weitere 96 MW laufen im ComEd-Gebiet innerhalb von PJM. Das Ameren-Gebiet in MISO bietet eine grüne Wiese mit kaum Warteschlangen im Vergleich zu Michigan oder Minnesota. Allerdings gibt es noch kein abgeschlossenes Projekt auf MISO-Seite – daher fehlt Kreditgebern ein Performance-Benchmark.

Michigan strebt 2.500 MW bis 2029 mit dem ehrgeizigsten Zeitplan an

Michigan hat ein Ziel von 2.500 MW für DTE Energy und Consumers Energy bis 2029 festgelegt, ein Jahr früher als andere MISO-Staaten. Derzeit sind 115 MW in Betrieb. Public Act 233 erlaubt es Entwicklern, Projekte über 50 MW an der lokalen Genehmigung vorbei direkt bei der Michigan Public Service Commission einzureichen. In einem Markt, in dem Widerstand auf Kreisebene Projekte bisher oft gestoppt hat, ist das ein klarer Vorteil.

​Zwei Risiken bedrohen diesen Vorteil:

• Netzengpässe: Die Lower Peninsula von Michigan ist nur über wenige Hochspannungskorridore mit dem MISO-Netz verbunden. Solange langfristige Netzausbauten von MISO ausstehen, sind BESS-Projekte abseits vorhandener Kapazitäten erheblichen Kostenrisiken für Netzausbauten ausgesetzt.
• PA 233-Anfechtungen: 109 Gemeinden in Michigan fechten den Umsetzungsbeschluss der MPSC zu PA 233 vor dem Berufungsgericht an. Sollten sie Erfolg haben, verlieren Entwickler das Recht, lokale Genehmigungen komplett zu umgehen.

​Minnesota, Missouri und Indiana setzen auf Versorgerabnahme, nicht auf Vorgaben

Gesetzliche Vorgaben geben Illinois und Michigan eine Planungssicherheit, die IRP-Staaten nicht bieten können. Die drei übrigen Staaten verlassen sich auf Planungszyklen der Versorger, die alle drei bis fünf Jahre angepasst oder verworfen werden können. Für Entwickler bedeutet das ein grundsätzlich anderes Risikoprofil.

Minnesota kombiniert stärkste Arbitrage mit höchstem Anschlussrisiko

Xcel Energys IRP sieht bis 2030 1.230 MW BESS vor. Der Windanteil von 60 % im Bundesstaat führte zu Day-Ahead-Spreads für vier Stunden von 243 $/MW-Tag – höher als in anderen MISO-Staaten.

Allerdings schmälern Anschlusskosten diesen Vorteil. Ein Entwickler zog ein 100-MW-Projekt zurück, nachdem MISO 80 Millionen Dollar für Netzausbauten verlangte. Wer dieses Risiko tragen kann, sichert sich einen First-Mover-Vorteil.

Missouri plant 1.000 MW bis 2030 durch Ersatz stillgelegter Kohlekraftwerke

Amerens IRP für Missouri sieht bis 2030 1.000 MW BESS vor, getrieben durch Stilllegungen von Kohlekraftwerken. Landpreise von 4.800 $ pro Acre sind fast halb so hoch wie in Illinois oder Indiana. Die Warteschlange mit sechs Projekten ist die kleinste in MISO.

Allerdings gibt es in Missouri keinen landesweiten Genehmigungsrahmen für eigenständige BESS. Jedes Projekt benötigt eine lokale Genehmigung auf Kreisebene, und manche Landkreise erlauben BESS nur in Verbindung mit Solaranlagen.

Am 11. Februar 2026 wurde Missouris erstes 400-MW-BESS genehmigt – das entspricht 40 % des angekündigten IRP von Ameren.

Indiana zeigt, dass Versorgerabnahme auch ohne Vorgaben funktioniert

Indiana führt MISO mit 337 MW an operativem BESS an, die alle durch Abnahmeverträge mit NIPSCO und AES Indiana entstanden sind. Die 765-kV-Trasse von AEP bietet Hochspannungseinspeisepunkte bei stillgelegten Kohlekraftwerken mit minimalen Ausbaukosten.

​Wie sollten Entwickler zwischen diesen fünf Staaten wählen?

Projekte mit Abnahmeverträgen in Staaten mit gesetzlichen Vorgaben haben die höchste Wahrscheinlichkeit, umgesetzt zu werden. Der Rest der 49-GW-Warteschlange wird sich deutlich ausdünnen. Zwischen den fünf Staaten stellt sich für Entwickler die Frage, welche Risiken sie tragen können – und welche nicht. In Staaten mit Vorgaben ist der Abnahmevertrag die Einnahmequelle: Versorger kaufen per Gesetz, nicht freiwillig. Diese Verpflichtung macht aus einem politischen Ziel einen vertraglich gesicherten Zahlungsstrom, den Banken für die Projektfinanzierung akzeptieren.