Die Real-Time Top-Bottom (TB4)-Spreads über vier Stunden am Indiana Hub lagen im September im Durchschnitt bei 1.021 $/MW-Tag, ein Anstieg von 235 % gegenüber dem Vorjahr. Die Day-Ahead-Spreads in MISO lagen im Schnitt bei 422 $/MW-Tag, was einem Zuwachs von 142 % im Jahresvergleich entspricht.

Ein BESS in MISO North hätte 495 $/MW-Tag erzielen können und eines in MISO South 488 $/MW-Tag. Die beiden lagen damit nur 1 % auseinander – weniger als die 3 % Differenz im August und die 90 % im Juli.

Trotz unterschiedlicher Dispatch-Strategien näherten sich die Regionen an. Day-Ahead-Energiearbitrage zahlte in MISO North 21 $/MW-Tag mehr als in MISO South, eine größere Spanne als die 9 $/MW-Tag aus dem August. Die Regelleistung hob beide Regionen, da sie marktweit abgerechnet wird. Die Day-Ahead-Regelleistung klärte sich bei 23 $/MWh, 28 % über September 2025 und 35 % über August.

Zwei Abende machten den Großteil der Monatserlöse aus. Am 2. und 17. September wurden zusammen 1.692 $/MW in MISO North erzielt – das entspricht 12 % des Monatserlöses an nur 7 % der Tage.

Wichtigste Erkenntnisse

• MISO North und South lagen mit 495 $/MW-Tag bzw. 488 $/MW-Tag nur 1 % auseinander.
• Day-Ahead-Energiearbitrage vergrößerte das regionale Gefälle um 12 $/MW-Tag im Monatsvergleich, während Regelleistung und Real-Time-Energie es um 16 $/MW-Tag schlossen.
• Real-Time TB4-Spreads lagen durchschnittlich bei 1.021 $/MW-Tag gegenüber 422 $/MW-Tag im Day-Ahead, ein Anstieg von 235 % bzw. 142 % im Jahresvergleich. Allerdings zahlte Real-Time an 16 von 28 Tagen weniger als Day-Ahead.
• Die Preise erreichten am 17. September für 35 Minuten das MISO-Preislimit von 10.000 $/MWh und am 2. September für 25 Minuten. Für ein betriebenes BESS bildeten diese beiden Abende das Fundament der Monatserlöse.

Was ein vBESS in MISO im September verdient hätte

Die virtuellen BESS (vBESS)-Benchmarks von Modo Energy modellieren die Erlöse, die eine Batterie durch Dispatch gegen Marktpreise hätte erzielen können. Der MISO North Benchmark befindet sich am Indiana Hub, MISO South am Arkansas Hub.

Day-Ahead-Regelleistung zahlte 318 $/MW-Tag in MISO North und 330 $/MW-Tag in MISO South. Beide stiegen im Monatsvergleich um 82 $/MW-Tag bzw. 93 $/MW-Tag.

Day-Ahead-Energiearbitrage brachte 176 $/MW-Tag in MISO North gegenüber 155 $/MW-Tag in MISO South. Real-Time-Energie zahlte in beiden Regionen weniger als 3 $/MW-Tag.

So sahen die TB-Spreads im MISO im September aus

Day-Ahead-TB4-Spreads am Indiana Hub lagen im Durchschnitt bei 422 $/MW-Tag über 29 Tage, ein Anstieg von 142 % im Jahresvergleich. Real-Time-TB4-Spreads lagen im Schnitt bei 1.021 $/MW-Tag über 28 Tage, ein Plus von 235 % im Jahresvergleich.

Der Real-Time-Durchschnitt wird jedoch von zwei Ausreißertagen, dem 2. und 17. September, beeinflusst. An 16 von 28 Tagen zahlte Real-Time weniger als Day-Ahead, was die Bedeutung dieser beiden Tage für den Durchschnitt unterstreicht.

Zusätzlich zu diesen Spreads lagen die Real-Time-Preise am Indiana Hub im Schnitt bei 84 $/MWh, 90 % höher als die 44 $/MWh vor einem Jahr. Day-Ahead klärte bei 60 $/MWh gegenüber 47 $/MWh am Arkansas Hub.

So sahen die Preise in MISO an den beiden Knappheitstagen aus

Am 2. September wurde mit 123 GW der Monatsrekord beim Bedarf aufgestellt. Die Fünf-Minuten-Preise erreichten für 25 Minuten am Abend das MISO-Preislimit von 10.000 $/MWh (Value of Lost Load), wie in der Analyse zu Extremwetter von Modo Energy beschrieben.

Am 17. September gab es den größeren Spread bei typischem Bedarf. Die Preise lagen 35 Minuten am Cap, zwischen 17:55 und 18:40 Uhr, als die Last 103 GW erreichte.

Dadurch gingen die Spreads auseinander. Am 17. September erreichte der Real-Time-TB4-Spread 11.828 $/MW-Tag, während es am 2. September 5.924 $/MW-Tag waren.

Am Arkansas Hub wurde an beiden Abenden in denselben Zeitintervallen wie am Indiana Hub das Cap erreicht. Die Knappheitspreise traten also systemweit auf, weshalb auch MISO South davon profitierte.

Wie sah der Erzeugungsmix im September aus und was verursachte den Preissprung am 17.?

Im September lag der durchschnittliche Bedarf bei 86 GW, ein Anstieg von 12 % im Jahresvergleich. Die Solareinspeisung lag bei 5,5 GW, weniger als 6,6 GW im Vormonat. Die Windstromerzeugung stieg um 26 % gegenüber dem August auf durchschnittlich 8,3 GW im September.

Am 17. September hatte das MISO-System von Beginn an wenig Reserve. Zwangsstillstände betrugen 15,1 GW, der vierthöchste Wert des Monats, während geplante Wartungen mit 18 GW im Mittelfeld lagen.

Es wurde zudem keine Erzeugung ersetzt. Die Solareinspeisung sank zwischen 16 und 19 Uhr um 8,8 GW. Gas lief bereits mit 44 GW und steigerte sich nur um 1,7 GW. Die Gesamterzeugung im MISO fiel in diesen drei Stunden um 4,7 GW.

Normalerweise dämpft Wind die Preisspitzen beim Solarrückgang. Am 17. September lag die Windleistung jedoch zwischen 16 und 21 Uhr bei durchschnittlich 3,9 GW – weniger als die Hälfte des Monatsdurchschnitts von 8,3 GW und der zweitschwächste Abend im September. Daher war das System am Abend des 17. September besonders angespannt und die Preise erreichten das Cap.

Wie entwickelten sich die Regelleistungspreise in MISO im September?

Die Day-Ahead-Regelleistung bildete mit 23 $/MWh (plus 28 % im Jahresvergleich) das Fundament des Ancillary Stack und ist die größte Einnahmequelle des Benchmarks.

Regelleistung und Energie werden gemeinsam neu bewertet, da das Freihalten von Kapazität für Regelleistung die Opportunitätskosten für nicht verkaufte Energie mit sich bringt. Da die Day-Ahead-Energie am Indiana Hub im August um 29 % gestiegen ist, folgte die Regelleistung diesem Trend.

Die Real-Time-Regelleistung lag im Schnitt bei 38 $/MWh, ein Plus von 68 % im Jahresvergleich. Am 17. September wurden 304 $/MWh und am 2. September 98 $/MWh erreicht – die beiden höchsten Tageswerte des Monats.

Was bedeutet der September für MISO-Batterien?

Für ein betriebenes BESS bot der September zwei Abende mit hohen Ertragsmöglichkeiten und 27 typische Zwischensaison-Tage. Zudem stiegen die Regelleistungspreise während der Knappheitsereignisse gemeinsam mit den Energiepreisen. Solche Preisspitzen dürften sich verringern, sobald mehr Batterien einen Markt mit festem Volumen sättigen.

Da die Zwischensaison zu Wartungs- und Betankungsausfällen führt, könnten Real-Time-Preise weiterhin gut positionierte BESS in MISO belohnen.