MISO verlangt von Stromerzeugern, dass sie garantieren, während Spitzenlastzeiten Strom liefern zu können. Diese Verpflichtung wird über einen Kapazitätsmarkt gehandelt. Batterien können daran teilnehmen und verkaufen.

Die Planning Resource Auction (PRA) von MISO deckt nur etwa 10 % des regionalen Kapazitätsbedarfs ab. Versorgungsunternehmen beschaffen den Rest über bilaterale Verträge und integrierte Ressourcenpläne selbst. In drei der vier vorangegangenen Planungsjahre (PY 2019–22) lag der Clearingpreis der Auktion unter 10 $/MW-Tag. Im Sommer 2025–26 änderte sich das: 666,50 $/MW-Tag – ein 22-facher Anstieg gegenüber dem Vorjahr mit rund 30 $/MW-Tag.

Zwei strukturelle Veränderungen führten zu diesem Anstieg. Der Systemüberschuss sank um 60 %, von 6,5 GW auf 2,6 GW. Damit fiel das Polster weg, das die Preise niedrig gehalten hatte. Zudem wurde die alte Alles-oder-Nichts-Preisbildung durch eine neue, abwärts geneigte Nachfragekurve ersetzt. Das schwindende Polster schlägt sich nun direkt in höheren Preisen nieder.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Clearingpreis der MISO-PRA im Sommer stieg im Jahresvergleich um das 22-Fache, von 30 $/MW-Tag (PY 2024–25) auf 666,50 $/MW-Tag (PY 2025–26), was den jährlichen Durchschnitt auf etwa 215 $/MW-Tag anhob.
• Der Systemüberschuss sank in drei Planungsjahren (PY 2023–24 bis 2025–26) um 60 %, von 6,5 GW auf 2,6 GW, da allein im PY 2025–26 3,3 GW thermische Erzeugung stillgelegt oder ausgesetzt wurden.
• Der Sommer macht 78 % des jährlichen Kapazitätswerts aus, wodurch ein saisonales Klumpenrisiko für Einnahmen entsteht.
• Batterien mit vier Stunden erhalten einen administrativen Kapazitätskredit von 95 % – der höchste unter den US-ISOs. Ab dem Planungsjahr 2028–29 ersetzt eine neue Direct Loss of Load (DLoL)-Methodik diesen Standard und wird den Kredit voraussichtlich auf 50–65 % senken.

Wie funktioniert eine Kapazitätsauktion bei MISO?

Die folgende Tabelle fasst die Mechanik der MISO-Auktion zusammen. Die Ergebnisse werden nach Subregion (Nord/Zentral und Süd) veröffentlicht, wobei einzelne Zonen getrennt werden, wenn lokale Engpässe auftreten.

Das entscheidende Detail: Da die PRA nur den Restbedarf abdeckt, führen kleine Änderungen im Überschuss zu großen Preisschwankungen.

Hat das Redesign der Nachfragekurve bei MISO die Kapazität neu bepreist?

Früher nutzte die Auktion eine vertikale Nachfragekurve. Eine Verschiebung des Angebots um ein Gigawatt konnte den Preis von nahezu null auf die volle Cost of New Entry (CONE)-Obergrenze bewegen. Dazwischen gab es nichts. Die alte Kurve zahlte nahezu null, sobald das Angebot die Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) überschritt – egal wie knapp der Überschuss war.

Das führte zu extremen Ergebnissen. Im Planungsjahr 2022–23 fehlten in den Nord/Zentral-Zonen 1,2 GW zur PRMR und sie erreichten den CONE. Die Süd-Zonen, im Überschuss, räumten nahezu null ab. Die erste saisonale Auktion (PY 2023–24) sah die Preise auf 10–15 $/MW-Tag fallen, als sich der Überschuss im Norden/Zentral erholte. Im Sommer des Planungsjahrs 2024–25 stiegen sie leicht auf 30 $/MW-Tag. Die vertikale Kurve konnte die schmaler werdende Spanne zwischen Überschuss und Defizit nicht abbilden.

FERC genehmigte für das Planungsjahr 2025–26 eine abwärts geneigte Reliability-Based Demand Curve (RBDC). Die RBDC bewertet jedes MW anhand seines Beitrags zur Versorgungssicherheit. Engere Versorgung führt nun zu verhältnismäßig höheren Preisen. Die CONE für 2025–26 reicht von 321 $/MW-Tag (LRZ 10) bis 373 $/MW-Tag (LRZ 5) und setzt die Obergrenze je Zone.

Die RBDC führte auch einen Opt-out-Mechanismus ein. Stromversorger (LSEs), die ihren Bedarf vollständig selbst decken, können für drei aufeinanderfolgende Planungsjahre aus der PRA aussteigen. Dadurch konzentriert sich die Auktion nun auf tatsächlich nicht gebundene Kapazitäten. Das erzeugt ein klareres Preissignal.

Engere Margen führten zu einem 22-fachen Preisanstieg im Sommer

Der Preisanstieg folgt einem schrumpfenden Überschuss. Im Planungsjahr 2025–26 waren dafür drei Faktoren ausschlaggebend:

• 3,3 GW thermische Erzeugung wurden stillgelegt oder ausgesetzt
• 4,9 GW bestehende Kapazität erhielten unter dem neuen Vierjahreszeiten-Rahmen eine niedrigere Akkreditierung
• Eine Erhöhung des Planungs-Reserve-Margen-Bedarfs um 0,8 GW vergrößerte die Lücke zusätzlich

Neue Zubauten haben diese Verluste teilweise ausgeglichen. Dennoch sank der Systemüberschuss im Jahresvergleich um 2,0 GW.

Die Verengung begann auf Zonenebene schon früher. Besonders in Zone 5 (Missouri) wurde im Planungsjahr 2024–25 die CONE-Obergrenze von 719,81 $/MW-Tag erreicht. Ein lokales Defizit von 872 MW führte zu diesem Wert. Dieser zonale Stress deutete die systemweite Neubepreisung ein Jahr später bereits an.

Die Organization of MISO States (OMS) prognostiziert in ihrer Umfrage für 2025 einen Überschuss von 1,4 bis 6,1 GW für den Sommer 2026. Im Planungsjahr 2027–28 wird das untere Ende mit –1,4 GW negativ. Das jährliche Lastwachstum von 2,2 % übersteigt neue Netzanschlüsse. Rechenzentren und Rückverlagerung der Produktion treiben die Nachfrage. Über 300 GW aller Technologien stehen in der Warteschlange. Hält dieser Trend an, bleiben die PRA-Preise mindestens bis zum Planungsjahr 2027–28 erhöht. MISO hat eine Fast-Track-Warteschlange für Gaskraftwerke und BESS eingeführt, um kurzfristig auf die Rechenzentrumsnachfrage zu reagieren.

Wie verteilt sich der Wert auf Jahreszeiten und Zonen?

Der Sommer dominiert und macht 78 % des jährlichen Kapazitätswerts aus. Der Herbst 2025 wich ab: Nord/Zentral bei 91,60 $/MW-Tag, Süd bei 74,09 $/MW-Tag. Das war die erste Preisaufteilung auf Subregionsebene seit der saisonalen Neugestaltung.

Die Aufteilung nach Subregion ist für die Standortwahl von Batteriespeichern relevant, auch wenn der Unterschied heute noch gering ist. Bei abweichenden Stilllegungsraten im Süden könnte die Lücke jedoch größer werden.

Die Loss of Load Expectation (LOLE)-Studie für das MISO-Planungsjahr 2026–27 deutet auf eine saisonale Verschiebung hin. Die Reserve-Marge für den Winter stieg auf 18,9 %. Im Sommer blieb sie bei 7,9 %. Sollte die Verengung im Winter anhalten, könnte sich der Kapazitätswert vom Sommer weg verschieben.

Wie erzielen Batterien Kapazitätserlöse in MISO?

Batterien nehmen als Electric Storage Resources (ESRs) an der PRA teil. MISO hat dieses Modell am 1. September 2022 gemäß FERC Order 841 eingeführt. Die Order verpflichtete ISOs, spezielle Modelle für Energiespeicher zu schaffen.

MISO weist ESRs einen Standard-Kapazitätskredit basierend auf der maximalen Entladedauer zu:

• Zwei-Stunden-Systeme: Offizieller MISO-Wert nicht veröffentlicht
• Vier-Stunden-Systeme: 95 %
• Acht-Stunden-Systeme: 95 %

Der 95 %-Kredit gilt gleichermaßen für vier- und achtstündige Systeme. Eine längere Dauer als vier Stunden bringt nach aktueller Methodik keinen zusätzlichen Kapazitätswert.

Bei den Clearingpreisen für das Planungsjahr 2025–26 ergibt dieser Kredit etwa 75 $/kW-Jahr für die Nord/Zentral-Zonen (Preis × Tage × 0,95 Kredit, über vier Jahreszeiten summiert). Entwickler sollten jedoch berücksichtigen, dass die Sommerpreise auch wieder auf 200–300 $/MW-Tag steigen könnten.

Wie schneidet MISO im Vergleich zu anderen ISOs ab?

Im Vergleich dazu werden vierstündige Batterien bei anderen ISOs deutlich niedriger bewertet. Die folgende Grafik vergleicht die Akkreditierung in PJM, NYISO und MISO.

Entwickler, die heute in MISO einsteigen, kalkulieren ein zweijähriges Zeitfenster bis zur Umstellung. Zusammen mit Systemdienstleistungen und Energiearbitrage können Kapazitätszahlungen einen BESS-Investitionsfall in MISO stützen. Das neue Nachfragekurven-Design und die Knappheitssituation bedeuten, dass der Kapazitätsmarkt von MISO bis zur neuen Methodik-Umstellung im PY 2028–2029 voraussichtlich über früheren Auktionen liegen wird.

Für weitere Informationen zu den MISO-Analysen von Modo Energy kontaktieren Sie bitte william@modoenergy.com.