Die Interconnection-Pipeline von MISO umfasst 68 GW BESS, aber nur 5 GW verfügen über einen unterzeichneten Generator Interconnection Agreement (GIA). Entwickler haben seit 2015 52 % der 106 GW an BESS-Anfragen in MISOs Hauptwarteschlange zurückgezogen.

Der größte Anteil der Pipeline, 14 GW, befindet sich in Michigan. Das landesweite Ziel für Energiespeicher von 2,5 GW bis 2029 hat das Interesse von Entwicklern geweckt. Allerdings ist die Studienregion, die die Lower Peninsula von Michigan abdeckt, ausgelastet, sodass neue Anfragen dort auf den nächsten Zyklus warten müssen. Illinois schreibt ebenfalls 3 GW BESS bis 2030 im Rahmen des Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) vor.

Erdgas macht 51 % des neuesten Warteschlangenzyklus von MISO, DPP-2026, aus, Batterien 26 %. Wenn beide gebaut werden, könnten sie die Preisspannen, mit denen BESS-Betreiber Geld verdienen, durch eine Glättung der täglichen Preiskurven verringern.

Wichtige Erkenntnisse

• Michigans 14 GW machen 21 % der BESS-Pipeline von MISO aus, und das DPP-2026-Kontingent ist voll.
• Nur 5 GW der 68 GW Pipeline haben eine unterzeichnete Vereinbarung, davon 3 GW über MISOs Expedited Resource Addition Study (ERAS).
• Erdgas macht 51 % der 78 GW aus, die für DPP-2026 eingereicht wurden, BESS ist mit 26 % zweitgrößter Anteil.
• Wenn gebaut, würden die 39 GW Erdgas und 20 GW BESS von DPP-2026 die Vier-Stunden-Spanne zwischen Höchst- und Tiefstpreisen verringern, was besonders für kommerzielle BESS relevant ist.
• Entwickler haben 52 % der 106 GW an BESS-Anfragen in MISOs Hauptwarteschlange zurückgezogen, während 23 GW noch vor dem zweiten Entscheidungspunkt stehen.

14 GW der BESS-Pipeline von MISO liegen in Michigan, aber das DPP-2026-Kontingent ist voll

Von den 58 GW BESS, denen ein Bundesstaat zugeordnet ist, entfallen 14 GW auf Michigan – mehr als auf jeden anderen Bundesstaat. Indiana und Illinois haben jeweils 10 GW, Minnesota 7,4 GW.

Die Definitive Planning Phase (DPP), die Hauptwarteschlange von MISO, untersucht Projekte in fünf Regionen: West, Central, South, East (ATC) und East (ITC). Die American Transmission Company bedient East (ATC), das Wisconsin und die Upper Peninsula von Michigan abdeckt. ITC Holdings bedient East (ITC), das die Lower Peninsula abdeckt. Die meisten Projekte in Indiana und Illinois liegen in Central, die in Minnesota im Westen.

DPP-2026, der neueste Zyklus, begrenzt, wie viel jede Region aufnehmen kann, gemessen an den beantragten Interconnection-MW. Entwickler haben das 11-GW-Kontingent von East (ITC) ausgeschöpft, was nur neue Anfragen betrifft. Vom verbleibenden Spielraum entfallen 9,9 GW bzw. 86 % auf Central und East (ATC).

Nur 5 GW der 68 GW Pipeline haben eine unterzeichnete Vereinbarung

MISO hat 5 GW an BESS-Vereinbarungen unterzeichnet. Davon kamen 3 GW über das ERAS-Programm und 2 GW über die DPP. Erdgas hat 22 GW unterzeichnet, davon wurden 15 GW im Schnellverfahren über ERAS abgewickelt.

Von den 63 GW ohne Vereinbarung befinden sich 36 GW in der Studie, die meisten davon in Phase 2, der zweiten von drei DPP-Studienphasen. Der Rest befindet sich außerhalb der DPP-Studienphasen: DPP-2026-Anfragen, die noch nicht untersucht wurden, und Überschussanfragen, die Kapazitäten an bestehenden Standorten wiederverwenden.

MISO betreibt seine beschleunigte Warteschlange, ERAS, parallel zur DPP. ERAS nimmt Projekte auf, bei denen ein staatlicher Regulierer bestätigt, dass sie einen Bedarf an Last- oder Ressourcenadäquanz erfüllen, und sie müssen innerhalb von drei Jahren in Betrieb gehen.

Nach Zyklus 5 sind nur noch acht Retail-Choice-Slots für Illinois und Michigan von den 68 Projektplätzen frei. Da diese Plätze begrenzt sind und ERAS 2027 ausläuft, werden neue BESS-Anfragen künftig über die DPP oder als Überschussanfragen an bestehenden Standorten gestellt.

Erdgas macht 51 % von DPP-2026 aus, BESS ist mit 26 % zweitgrößter Anteil

Erdgas macht 51 % der 78 GW aus, die bis zum 18. September für DPP-2026 eingereicht wurden – ein Anstieg gegenüber 2 % in DPP-2021 und 34 % in DPP-2025.

BESS ist mit 20 GW bzw. 26 % an zweiter Stelle. Zusammen machen Gas und BESS 76 % der Einreichungen aus.

Die Warteschlange ist außerdem geschrumpft und hat sich im Mix verändert. DPP-2022 verzeichnete 161 GW an Einreichungen, davon 48 % Solar, gegenüber 78 GW bei DPP-2026. Erdgas stieg über die Zyklen von 4,7 GW auf 39 GW, während Solar von 77 GW auf 6,7 GW fiel. BESS ging von 33 GW in DPP-2022 auf 10 GW in DPP-2025 zurück und stieg dann um 95 % auf 20 GW.

Bundessteuervergünstigungen erklären einen Großteil des Rückgangs bei Solar. Nach dem One Big Beautiful Bill Act verlieren Wind- und Solarprojekte die Förderung, wenn sie nicht bis zum 4. Juli 2026 im Bau oder bis 2028 am Netz sind. DPP-2026-Projekte können keines dieser Daten einhalten, während BESS die Förderung bis 2033 behält.

Wenn gebaut, würden die 59 GW Erdgas und BESS von DPP-2026 die Preisspannen verringern

Die 39 GW Erdgas und 20 GW BESS von DPP-2026 würden gemeinsam die Vier-Stunden-Spanne zwischen Höchst- und Tiefstpreisen verringern, falls sie gebaut werden. Gas erhöht das Angebot in der abendlichen Spitze, wenn Solar zurückgeht, was das obere Ende der Spanne senkt. BESS lädt in Stunden mit niedrigen Preisen und entlädt in der Spitze, was das untere Ende anhebt und das obere senkt.

Die Umsatzerwartungen von Modo Energy sehen für ein Vier-Stunden-BESS zwischen 2027 und 2049 Werte von 50.000 bis 85.000 US-Dollar/MW-Jahr in drei Szenarien.

Der Rückgang bei Solar gleicht einen Teil dieser Verengung aus. Solar senkt die Mittagsstrompreise, was die Spanne, die BESS verdienen kann, vergrößern kann. DPP-2026 enthält 6,7 GW Solar gegenüber 77 GW in DPP-2022.

Schmalere Spannen belasten vor allem kommerzielle BESS, die direkt durch Arbitrage an der Spanne verdienen. Projekte ohne Versorgungsvertrag oder staatliche Ausschreibung sind am stärksten betroffen und könnten sich zurückziehen, wenn die Spannen in MISO kein tragfähiges Geschäftsmodell erlauben.

Entwickler haben 52 % der BESS-Anfragen in MISOs Hauptwarteschlange zurückgezogen

Entwickler haben 55 GW bzw. 52 % der 106 GW an BESS-Anfragen in MISOs Hauptwarteschlange seit 2015 zurückgezogen. Weitere 49 GW sind noch in der Warteschlange, sodass der endgültige Rückzugsanteil noch steigen kann. Die übrigen 2 GW verfügen über ein unterzeichnetes GIA, und laut MISO sind davon keine in Betrieb.

Rückzüge konzentrieren sich auf Phase 2. Von den 154 GW, die im dritten und vierten Quartal 2025 über alle Brennstoffe hinweg zurückgezogen wurden, entfielen 91 % auf Phase 2. BESS machten 29 GW aus, davon 94 % in Phase 2.

Entwickler zogen 44 % der Erdgas- und 58 % der Solaranfragen in der Hauptwarteschlange zurück, bei BESS waren es 52 %.

Entscheidungspunkte sind die Stellen, an denen Netzaufrüstungskosten zugewiesen werden, danach werden Einlagen einbehalten. DPP-2025 BESS verlor bis April 2026 57 % seiner 10 GW, die meisten davon am ersten Entscheidungspunkt. Ein 100-MW-BESS muss eine "Readiness Deposit" von 8.000 US-Dollar/MW, also 800.000 US-Dollar, hinterlegen und verliert 10 % am ersten und 35 % am zweiten Entscheidungspunkt.

Zwischen 23 GW an Batterien aus DPP-2022 und DPP-2023 steht noch der zweite Entscheidungspunkt aus. Jedes 100 MW, das dort zurückgezogen wird, verliert 280.000 US-Dollar. Über die 23 GW hinweg wurden rund 65 Millionen US-Dollar an Einlagen benötigt, um einen Platz in der Warteschlange zu sichern.

Was bedeutet das für neue Projekte in der Warteschlange?

Michigans 2,5-GW-Ziel ist bereits teilweise vergeben. Projekte in den übrigen 82 % der BESS-Warteschlange benötigen andere Verträge oder kommerzielle Einnahmen – oder sie ziehen sich zurück. Die 3 GW in Illinois verteilen sich auf Ameren Illinois in MISO und Commonwealth Edison in PJM, gegenüber 10 GW in der MISO-Warteschlange für Illinois.

Neue BESS-Anfragen in der Lower Peninsula werden auf DPP-2027 verschoben, hinter die Anfragen, die bereits über dem Kontingent von East (ITC) liegen. Anderswo füllt MISO die Kontingente der Regionen nacheinander nach Eingangsdatum, bis die Antragsfrist am 15. Januar 2027 endet.