Ein einzelnes Knappheitsereignis am 17. März prägte die Spreads im MISO im März, 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 Day-Ahead-Preise (DA) im MISO North lagen im Schnitt bei 35,36 $/MWh gegenüber 30,95 $/MWh im MISO South – eine Lücke, die sich während des Ereignisses stark vergrößerte.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Spreads zwischen Höchst- und Tiefstpreisen weiteten sich systemweit aus: Am Indiana Hub lagen die vierstündigen Echtzeitspreads durchschnittlich bei 288 $/MW-Tag (plus 38 % gegenüber dem Vorjahr), während Michigan mit 293 $/MW-Tag den Höchstwert verzeichnete. Die südlichen Hubs zeigten im Gegensatz zu Februar 2026 kaum Veränderungen gegenüber dem Vorjahr.
• Die Day-Ahead-Preise in Indiana lagen 9,14 $/MWh über Arkansas, was auf engere Reserve-Margen im Norden hindeutet; die vierstündigen Echtzeitspreads stiegen in Indiana und Michigan um 38–39 % im Jahresvergleich, 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 über 200 $. Betreiber, die in diesem Zeitfenster nicht entladen konnten, verpassten den Großteil des Mehrwerts im März.
• Die Stromerzeugung aus Erdgas lag im Schnitt bei 22.146 MW, ein Plus von 29 % gegenüber dem Vorjahr, um die Lücken durch weniger Wind und reduzierte Kernkraft zu füllen.
• Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 16,65 $/MWh, während Echtzeit-Regelenergie am 17. März auf 47 $/MWh anstieg, als die koordinierte Fahrweise alle Nebenleistungen gleichzeitig nach oben trieb.

Preisdifferenzen zwischen MISO North und South

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

​Vierstündige Höchst-Tiefst-Spreads haben sich im gesamten System ausgeweitet. Indiana Hub führte beim Day-Ahead mit 137 $/MW-Tag, ein Anstieg von 21 % im Jahresvergleich. Die Echtzeitspreads in Indiana erreichten 288 $/MW-Tag (+38 %), während Michigan mit 293 $/MW-Tag den höchsten Echtzeitspread verbuchte (+39 %). Die Überlegenheit des Nordens zeigt sich sowohl Day-Ahead als auch Echtzeit: Indiana lag bei den DA TB4 Spreads 27 % über Arkansas.

​Die Nord-Süd-Divergenz spiegelt eine höhere Industriedichte und weniger Importpfade im MISO North wider, während im Süden ein Gasüberschuss am Golf existiert. Begrenzte Übertragungskapazitäten zwischen den Regionen verstärken die Differenz bei angespannter Versorgungslage.

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

Das Knappheitsereignis am 17. März

Wintersturm Iona fegte vom 14. bis 16. März über das MISO-Gebiet. Am 17. März trieb arktische Kaltluft nach dem Sturm die Systemnachfrage um 6 Uhr morgens auf 91 GW – die höchste stündliche Last des Monats. Die Gasproduktion schnellte auf 45 GW, fast doppelt so viel wie der Märzschnitt, aber der Wind brach auf die Hälfte seines Normalwerts ein und 30 GW Erzeugung standen für geplante Frühjahrswartung still. Das System produzierte 17 GW mehr als üblich – und es reichte trotzdem nicht.

Die Gesamterzeugung erreichte um 7 Uhr 87 GW und begann dann zu sinken, als Gaskraftwerke im Laufe des Morgens herunterfuhren. Auch die Last nahm ab, aber die Erzeugung ging schneller zurück. Um 10 Uhr schloss sich die Lücke: Die Echtzeitpreise an jedem MISO-Hub schossen auf mehr als das 30-fache des Monatsdurchschnitts. Bis Mittag hatte sich die Windproduktion vom Morgentief verdoppelt und Solar lieferte 15 GW. Die Preise fielen zurück auf 30 $/MWh. Eine Stunde Knappheit in einem ohnehin angespannten System.

Die Angebotsstruktur verlagerte sich deutlich Richtung Gas

Erdgas kam im März 2026 im Schnitt auf 22 GW, gegenüber 17 GW im Vorjahr – ein Anstieg um 30 %. Damit wurden zwei Lücken geschlossen: Die Kernkraftleistung fiel von 10 GW auf 8 GW, da Frühjahrswartungen etwa 1,85 GW vom Netz nahmen. Die Windproduktion sank um 7,4 % gegenüber dem Vorjahr durch schwächere Windverhältnisse.

Kohle lief mit 19 GW nahe dem wirtschaftlichen Minimum. Weder anhaltend niedrige Gaspreise noch ein höherer Anteil erneuerbarer Energien zeigten sich im März, wodurch der mittägliche Preisboden für BESS-Laden gedeckelt blieb. Solar erreichte mittags 12,5 GW und senkte die Nettolast um über 26 GW gegenüber den Nachtstunden. Die BESS-Flotte lud im Schnitt 316 MW um 1 Uhr nachts und nutzte so die Niedrigpreise.

Um 17 Uhr entlud die Flotte 331 MW, als die Solarleistung abnahm und der Abendanstieg einsetzte. Die installierte BESS-Kapazität in MISO ist im Verhältnis zum mittäglichen Überschuss weiterhin gering, sodass noch Spielraum für mehr Speicher besteht, bevor sich die Ladeökonomie verschlechtert.

Nebenleistungen: Regelenergie dominierte, Ko-Optimierung verstärkte den Preissprung

Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 17 $/MWh und ist damit das verlässlichste Nebenprodukt für BESS aufgrund geringer Stunden-Schwankungen. Die Echtzeit-Regelenergie erzielte mit 20 $/MWh den höchsten Nebenleistungsdurchschnitt. Day-Ahead-Spinning Reserve lag bei 2,81 $/MWh, die zusätzliche Reserve war mit 0,31 $/MWh marginal.

Der Dispatch von MISO trieb am 17. März alle Nebenleistungspreise im Gleichschritt mit dem Energiespitzenwert nach oben: Echtzeit-Regelenergie lag durchschnittlich bei 47 $/MWh, Spinning Reserve bei 33 $/MWh und zusätzliche Reserve 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: Day-Ahead-Regelenergie stieg um 6 Prozent, Echtzeit-Regelenergie fiel um 13 Prozent. Das Ereignis selbst machte den Großteil der Monatsveränderung aus. Kapazitäten, die an diesem Tag für weniger wertvolle Produkte gebunden waren, verpassten den Preissprung komplett.

MISO-Ausblick

Das Knappheitsereignis am 17. März war der prägende Moment des Monats. BESS, die in diesem Zeitfenster entladen konnten, erzielten die höchsten Spreads des Monats.

Die nördlichen Hubs hielten im März durchgehend ein strukturelles Premium. Vierstündige Echtzeitspreads in Michigan und Indiana lagen 31 % bzw. 29 % über Arkansas. Während die Heiznachfrage im Frühling nachlässt, wird das mittägliche Solartief zum wichtigsten Spread-Treiber, aber die Nord-Süd-Lücke dürfte bestehen bleiben, solange die Übertragungslimits die Versorgung im Norden knapp halten.