Der Juni 2026 war der erste Sommermonat des Jahres mit Hitzewellen im MISO-Gebiet, wobei zwei Ereignisse zu deutlich erhöhten Preisen führten. Die Realzeit-Top-Bottom-Spreads (TB4) über vier Stunden fielen an allen acht Hubs im Jahresvergleich, meist um 30 % oder mehr.

Die Solarstromerzeugung stieg um 50 %, Windenergie um 15 % bei gleichbleibender Nachfrage im Jahresvergleich, was die tägliche Preisspanne abflachte. Am Michigan Hub lag der Realzeitwert bei 277 $/MW-Tag, ein Rückgang von 379 $/MW-Tag. Am Indiana Hub, dem Referenzhub, fiel er auf 256 $/MW-Tag von zuvor 377 $/MW-Tag.

Eine Ausnahme bildete das Monatsende: Eine späte Hitzeglocke Ende Juni trieb die Realzeitpreise am Indiana Hub am 30. Juni auf 685 $/MWh – mehr als das 20-Fache des Medianwerts von 31 $/MWh – und sorgte für den umsatzstärksten Abend des Monats für Batteriespeicher.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Realzeit-TB4-Spreads sanken an allen MISO-Hubs, Nord und Süd, im Jahresvergleich – meist um 30 % oder mehr. Michigan Hub führte mit 277 $/MW-Tag; Indiana Hub, der Referenzhub, fiel auf 256 $/MW-Tag von 377 $/MW-Tag.
• Solarstrom stieg im Jahresvergleich um 50 %, Windenergie um 15 %, während Kohle um 13 % und Gas um 6 % zurückgingen. Die Nachfrage blieb stabil bei einem stündlichen Mittelwert von 84 GW.
• Zwei Hitzewellen bestimmten die Volatilität des Monats. Die Realzeitpreise am Indiana Hub erreichten am 30. Juni mit 685 $/MWh ihren Höchststand, als die Systemnachfrage mit 124 GW ihr Monatsmaximum erreichte.
• Die Realzeit-Regelenergie lag im Schnitt bei 19 $/MW-Tag, ein Plus von 10 % im Jahresvergleich. Damit blieb sie das lukrativste Nebenprodukt für MISO-Speicher, weit über Echtzeit-Spin- und Zusatzreserven mit 1 $/MW-Tag oder weniger.

Realzeitspreads verengten sich in MISO, Solar legte um 50 % zu

Die Realzeit-TB4-Spreads sanken im Jahresvergleich an allen acht MISO-Hubs und können durch extreme Wetterereignisse beeinflusst werden, wie Wintersturm Fern. Michigan Hub führte mit 277 $/MW-Tag, ein Rückgang um 27 % von 379 $/MW-Tag. Indiana Hub, der Referenzhub, fiel um 32 % auf 256 $/MW-Tag von 377 $/MW-Tag.

Am stärksten war die Verengung im Norden. Minnesota Hub sank um 56 % auf 162 $/MW-Tag und Illinois Hub um 48 % auf 179 $/MW-Tag. Die südlichen Hubs starteten niedriger und fielen in Dollarbeträgen weniger stark: Louisiana Hub sank um 33 % auf 123 $/MW-Tag und Arkansas Hub um 46 % auf 91 $/MW-Tag.

Ein Teil dieses Rückgangs im Jahresvergleich spiegelt ein hohes Ausgangsniveau 2025 wider, nicht nur mehr Erneuerbare. Eine späte Hitzeglocke im Juni 2025 vom 20. bis 24. Juni brachte Rekordtemperaturen im oberen Mittleren Westen und erhöhte damals die Spreads im MISO-Norden.

Die Day-Ahead-Spreads entwickelten sich an den beiden nördlichen Hubs gegenläufig und waren die einzigen, die im Jahresvergleich zunahmen. Am Indiana Hub stiegen sie um 15 % auf 253 $/MW-Tag und am Michigan Hub um 10 % auf 240 $/MW-Tag.

Für eine 100-MW-Batterie mit vier Stunden Dauer verschiebt sich dadurch der Wert. Die Realzeit-Schwankungen wurden im gesamten System geringer, während das Day-Ahead-Profil an den nördlichen Hubs stabil blieb. Geplantes Arbitragegeschäft blieb in Indiana und Michigan attraktiv, auch wenn die Realzeitspreads schrumpften.

Erzeugung verlagerte sich in MISO auf Solar und Wind

Im Juni 2026 lag die durchschnittliche Solarstromerzeugung bei 7 GW, ein Anstieg um 50 % im Jahresvergleich. Windenergie stieg um 15 % auf 10 GW. Insgesamt lieferten Erneuerbare 3,5 GW mehr Durchschnittsleistung bei stabiler Nachfrage.

Da die Nachfrage mit einem stündlichen Mittelwert von 84 GW konstant blieb, verdrängte das zusätzliche Angebot aus Erneuerbaren fossile Erzeugung statt neuer Last. Kohle fiel im Jahresvergleich um 13 % auf 23 GW, Gas um 6 % auf 27 GW. Kernenergie stieg um 16 % auf 11 GW.

Diese Verdrängung glättete die tägliche Preiskurve. Mehr Mittagssonne durch Solarenergie senkte die Tagespreise und schwächte den abendlichen Anstieg, wodurch die Preisspanne zwischen den Stunden schrumpfte. Am Indiana Hub lag der abendliche Spitzenwert im Juni 2026 bei durchschnittlich 109 $/MWh, ein Rückgang um 23 % im Jahresvergleich.

Die Nachfrage blieb im Jahresvergleich stabil bei einem stündlichen Mittelwert von 84 GW, sodass der Rückgang angebotsseitig bedingt war, nicht durch eine schwächere Last.

Zwei Hitzeereignisse bestimmten den Monatswert

Erneuerbare glätteten das Tagesprofil, aber zwei Hitzeereignisse sorgten für die Volatilität, die den Speicherwert im MISO ausmachte.

Das erste war die Hitzewelle an der US-Ostküste am 10. und 11. Juni. Die Realzeitpreise lagen am 10. Juni im Schnitt bei 98 $/MWh und am 11. Juni bei 128 $/MWh, deutlich über dem Monatsmittel von 41 $/MWh, mit einem Realzeit-Höchstwert von 581 $/MWh am 11. Juni.

Das größere Ereignis war die Hitzeglocke Ende Juni am 29. und 30. Juni. Sie bildete sich in den letzten Tagen des Monats über dem zentralen und östlichen US-Raum. Am 28. Juni wurden Warnungen ausgegeben, die Hitze stieg zunächst im Mittleren Westen mit extremer Luftfeuchtigkeit, bevor sie sich nach Osten ausbreitete.

In der Stunde um 19 Uhr am 30. Juni lag der Preis bei 685 $/MWh – mehr als das 20-Fache des Medianwerts von 31 $/MWh –, während die meisten anderen Stunden im Juni unter 35 $/MWh lagen. Die Einnahmen hingen davon ab, geladen zu sein und an wenigen Abenden zur Verfügung zu stehen.

Der Erzeugungsmix zeigt, dass Speicher genau das taten: MISO-Batterien wurden nachts geladen, am tiefsten gegen 2 Uhr morgens, und in den Abendstunden entladen, wobei der durchschnittliche Entladepeak um 19 Uhr bei 458 MW lag.

Regelenergie blieb das einzige Nebenprodukt, für das sich Kapazitätsvorhaltung lohnte

Die Realzeit-Regelenergie lag im Schnitt bei 19 $/MW-Tag, ein Plus von 10 % im Jahresvergleich, und blieb damit das lukrativste Nebenprodukt für Batteriespeicher im MISO. Die Day-Ahead-Regelenergie lag mit 17 $/MW-Tag nahe an der Realzeit.

Die Reserven waren von Anfang an niedrig und fielen weiter. Die Realzeit-Spinning-Reserve lag im Schnitt bei 1 $/MW-Tag, ein Rückgang um 57 % im Jahresvergleich, und die Realzeit-Zusatzreserve lag im Schnitt bei 0,2 $/MW-Tag, ein Minus von 90 %. Auch die Day-Ahead-Spinning- und Zusatzreserven blieben niedrig.

Was der Juni für MISO-Speicher bedeutete

Der Juni brachte für den Großteil des Monats engere Spreads, mit zwei deutlichen Ausnahmen. Mehr Erneuerbare glätteten das Tagesprofil und verringerten die Realzeitspreads an allen acht Hubs, während die Hitzewelle Mitte Juni und die Hitzeglocke Ende Juni für die Volatilität sorgten, die die Batteriespeichererlöse bestimmten.

Der 50 %ige Anstieg der Solarenergie im Jahresvergleich bei gleichbleibender Nachfrage verringerte die täglichen Realzeitspreads in MISO Nord und Süd. Das Day-Ahead-Profil blieb an den nördlichen Hubs stabil, sodass das geplante Lade- und Entladefenster breit blieb.

Für Speicherbetreiber zahlte sich aus, geladen und an den wenigen hitzebedingten Abenden verfügbar zu sein. Zudem blieb Regelenergie das Nebenprodukt, für das sich Kapazitätsvorhaltung lohnte – da die Reserven nahe null lagen.