Ein einzelnes Knappheitsereignis am 17. März prägte die März-Spreads in MISO, ähnlich wie der Wintersturm Fern. Die Echtzeitpreise am Indiana Hub erreichten um 10 Uhr Ortszeit 1.288 $/MWh – mehr als das 20-Fache des monatlichen Durchschnitts von 41,45 $/MWh. Die Spreads zwischen Höchst- und Tiefstpreisen weiteten sich an den nördlichen Hubs aus, angeführt von Michigan (293 $/MW-Tag Echtzeit) und Indiana (288 $/MW-Tag). Die MISO North Day-Ahead (DA)-Preise lagen im Schnitt bei 35,36 $/MWh gegenüber 30,95 $/MWh in MISO South – eine Lücke, die sich während des Ereignisses deutlich vergrößerte.

Wichtige Erkenntnisse

• Spreads zwischen Höchst- und Tiefstpreisen haben sich systemweit ausgeweitet: Am Indiana Hub lagen die vierstündigen Echtzeit-Spreads im Schnitt bei 288 $/MW-Tag (plus 38 % gegenüber Vorjahr), während Michigan mit 293 $/MW-Tag den Spitzenwert erreichte. Die südlichen Hubs zeigten kaum Veränderungen im Jahresvergleich, anders als im Februar 2026.
• Die Day-Ahead-Preise in Indiana lagen 9,14 $/MWh über Arkansas, was auf engere Reservemargen im Norden hinweist; vierstündige Echtzeit-Spreads stiegen in Indiana und Michigan um 38–39 % gegenüber dem Vorjahr, während die Day-Ahead-Spreads in Indiana 27 % über Arkansas lagen.
• Die Echtzeitpreise erreichten am 17. März um 10 Uhr 1.288 $/MWh – die einzige Stunde im Monat mit Preisen über 200 $. Betreiber, die in diesem Zeitraum nicht zum Entladen positioniert waren, verpassten den Großteil des zusätzlichen März-Werts.
• Die Stromerzeugung aus Erdgas lag im Schnitt bei 22.146 MW, ein Plus von 29 % gegenüber dem Vorjahr, um die Lücken durch geringere Wind- und reduzierte Kernkraftverfügbarkeit zu schließen.
• Die Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 16,65 $/MWh, während die Echtzeit-Regelenergie am 17. März auf 47 $/MWh anstieg, als der co-optimierte Dispatch alle Nebenleistungen gleichzeitig nach oben trieb.

Hub-Preise: Divergenz zwischen MISO North und South

Die Day-Ahead-Preise am Indiana Hub lagen im Monatsdurchschnitt bei 38,82 $/MWh (plus 4,9 % gegenüber Vorjahr), während die Echtzeitpreise im Schnitt 41,45 $/MWh (plus 10 %) erreichten. Der Michigan Hub erzielte mit 39,53 $/MWh den höchsten Day-Ahead-Durchschnitt. Im MISO South lag der Arkansas Hub bei 29,68 $/MWh Day-Ahead, ein Abschlag von 9,85 $/MWh gegenüber Michigan, während Louisiana und Texas Hubs bei etwa 31,80 $/MWh lagen.

​Die vierstündigen Spreads zwischen Höchst- und Tiefstpreisen haben sich im gesamten System ausgeweitet. Indiana Hub führte im Day-Ahead mit 137 $/MW-Tag (plus 21 % gegenüber Vorjahr). Die Echtzeit-Spreads in Indiana erreichten 288 $/MW-Tag, ein Anstieg um 38 %, während Michigan mit 293 $/MW-Tag den höchsten Echtzeit-Spread verzeichnete (plus 39 %). Die Überperformance des Nordens zeigt sich sowohl im Day-Ahead als auch im Echtzeitbereich: Indiana lag bei den DA TB4-Spreads 27 % über Arkansas.

​Die Divergenz zwischen Nord und Süd spiegelt die höhere industrielle Lastdichte und weniger Importpfade in MISO North im Vergleich zur überschüssigen Gas-Kapazität an der Golfküste im Süden wider. Begrenzte Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen vergrößern die Lücke bei angespanntem Angebot zusätzlich.

Das Knappheitsereignis am 17. März machte diese strukturelle Lücke sichtbar. Die Day-Ahead-Preise erreichten an diesem Tag ihren Höchststand bei 62,08 $/MWh, während die Echtzeitpreise 94,28 $/MWh erreichten. An ruhigen Tagen wie dem 8. März fielen die Day-Ahead-Preise auf 28,34 $/MWh und die Echtzeitpreise auf 23,08 $/MWh.

Knappheitsereignis am 17. März

Wintersturm Iona fegte vom 14. bis 16. März über das MISO-Gebiet. Am 17. März trieb die arktische Kaltluft nach dem Sturm die Systemnachfrage um 6 Uhr morgens auf 91 GW – die höchste Stundenlast des Monats. Die Gasproduktion schoss auf 45 GW hoch, fast doppelt so viel wie der Märzschnitt, aber die Windleistung war auf die Hälfte gesunken und 30 GW Erzeugungskapazität waren wegen geplanter Wartungsarbeiten im Frühjahr vom Netz. Das System fuhr 17 GW über dem typischen Output – und es reichte trotzdem nicht aus.

Die Gesamterzeugung erreichte um 7 Uhr 87 GW und begann dann zu sinken, als Gaskraftwerke im Laufe des Morgens zurückfuhren. Auch die Last ging zurück, aber die Erzeugung fiel schneller. Um 10 Uhr schloss sich die Lücke: Die Echtzeitpreise an jedem MISO-Hub sprangen auf mehr als das 30-Fache des Monatsdurchschnitts. Bis Mittag hatte sich die Windleistung verdoppelt und Solar erzeugte 15 GW. Die Preise fielen wieder auf 30 $/MWh. Eine Stunde Knappheit in einem bereits ausgelasteten System.

Der Erzeugungsmix verschob sich deutlich zugunsten von Gas

Erdgas lag im März 2026 durchschnittlich bei 22 GW, gegenüber 17 GW im Vorjahr. Dieser Anstieg um 30 % schloss zwei Lücken: Die Kernkraftleistung sank von 10 GW auf 8 GW, da während der Frühjahrstankzyklen rund 1,85 GW vom Netz gingen. Die Windleistung sank im Jahresvergleich um 7,4 % aufgrund schwächerer Windbedingungen.

Kohle lief mit 19 GW nahe dem wirtschaftlichen Minimum. Weder anhaltend niedrige Gaspreise noch eine stärkere Durchdringung erneuerbarer Energien traten im März ein, was den mittäglichen Preisboden für das BESS-Laden begrenzte. Solar erreichte mittags einen Spitzenwert von 12,5 GW und reduzierte die Nettolast im Vergleich zu den Nachtstunden um über 26 GW. BESS lud im Schnitt 316 MW um 1 Uhr nachts und nutzte so die niedrigen Nachtpreise.

Die Flotte entlud 331 MW um 17 Uhr, als die Solarleistung sank und der Abendanstieg steiler wurde. Die installierte BESS-Flotte in MISO bleibt im Vergleich zum mittäglichen Überschuss klein, sodass noch Platz für zusätzlichen Speicher besteht, bevor sich die Ladeökonomie verschlechtert.

Nebenleistungen: Regelenergie dominierte, Co-Optimierung verstärkte den Preissprung

Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 17 $/MWh und war damit das verlässlichste Nebenprodukt für BESS angesichts der geringeren stündlichen Schwankungen. Echtzeit-Regelenergie erzielte mit 20 $/MWh den höchsten Nebenleistungsdurchschnitt. Day-Ahead-Spinning Reserve lag bei durchschnittlich 2,81 $/MWh, die Zusatzreserve war mit 0,31 $/MWh marginal.

Der Dispatch von MISO trieb alle Nebenleistungspreise am 17. März im Gleichschritt mit dem Energiesprung nach oben: Echtzeit-Regelenergie lag im Schnitt bei 47 $/MWh, Spinning Reserve bei 33 $/MWh und Zusatzreserve ebenfalls bei 33 $/MWh. Außerhalb des Ereignisses lag die Echtzeit-Spinning Reserve bei etwa 1 $/MWh.

Im Jahresvergleich schwankten die Nebenleistungspreise je Produkt außerhalb des 17. März: Die Day-Ahead-Regelenergie stieg um 6 Prozent, während die Echtzeit-Regelenergie um 13 Prozent fiel. Das Ereignis selbst machte den Großteil der monatlichen Veränderung aus. Kapazitäten, die an diesem Tag für weniger wertvolle Dienste gebunden waren, verpassten den Preissprung vollständig.

MISO-Ausblick

Das Knappheitsereignis vom 17. März war das prägende Ereignis des Monats. BESS, die in diesem Zeitfenster entladen konnten, profitierten von den höchsten Spreads des Monats.

Die nördlichen Hubs hielten im März einen strukturellen Aufschlag. Die vierstündigen Echtzeit-Spreads in Michigan und Indiana übertrafen Arkansas um 31 % bzw. 29 %. Mit abnehmender Heiznachfrage im Frühjahr wird das mittägliche Solar-Tief zum wichtigsten Spread-Treiber, aber die Nord-Süd-Lücke dürfte bestehen bleiben, solange Übertragungsengpässe MISO North versorgungsseitig angespannt halten.