MISO verlangt von Erzeugern, dass sie garantieren, während Spitzenlastzeiten Strom liefern zu können. MISO handelt diese Verpflichtung über einen Kapazitätsmarkt. Batterien können daran teilnehmen und verkaufen.

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

Zwei strukturelle Veränderungen führten zu diesem Anstieg. Der Systemüberschuss sank um 60 %, von 6,5 GW auf 2,6 GW. Damit verschwand das Polster, das die Preise niedrig gehalten hatte. Eine neue, abwärts geneigte Nachfragekurve ersetzte die alte Alles-oder-Nichts-Bepreisung. Das schrumpfende Polster führt nun direkt zu höheren Preisen.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der Clearing-Preis der MISO Sommer-PRA stieg im Jahresvergleich um das 22-fache, von 30 $/MW-Tag in PY 2024-25 auf 666,50 $/MW-Tag in PY 2025-26. Der jährliche Durchschnittspreis liegt nun bei etwa 215 $/MW-Tag.
• Der Systemüberschuss fiel über drei Planungsjahre (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.
• Im Sommer werden 78 % des jährlichen Kapazitätswerts erzielt, was zu einem saisonalen Konzentrationsrisiko bei den Einnahmen führt.
• Vierstündige Batterien erhalten einen administrativen Kapazitätsnachweis von 95 % – den höchsten unter US-ISOs. Ab Planungsjahr 2028-29 ersetzt eine neue Direct Loss of Load (DLoL)-Methode diesen Standard und wird voraussichtlich den Nachweis auf 50-65 % senken.

Wie funktioniert eine Kapazitätsauktion bei MISO?

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

Das wichtigste Detail: Da die PRA nur die Restmarge abdeckt, führen kleine Veränderungen im Überschuss zu großen Preisschwankungen.

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

Die Auktion verwendete zuvor eine vertikale Nachfragekurve. Eine Verschiebung des Angebots um ein Gigawatt konnte den Preis von nahezu null auf das volle Cost of New Entry (CONE)-Limit bewegen. Dazwischen gab es nichts. Die alte Kurve zahlte nahezu null, sobald das Angebot die Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) überstieg, egal wie knapp diese Marge war.

Das führte zu extremen Ergebnissen. Im Planungsjahr 2022-23 fehlten in den Nord/Zentral-Zonen 1,2 GW zur PRMR und der Preis erreichte das CONE-Limit. Die Süd-Zonen, mit Überschuss, lagen nahe null. Die erste saisonale Auktion (PY 2023-24) ließ die Preise auf 10-15 $/MW-Tag fallen, da sich der Überschuss in Nord/Zentral erholte. Im Planungsjahr 2024-25 stieg der Sommerpreis auf 30 $/MW-Tag. Die vertikale Kurve konnte die schmaler werdende Marge zwischen Überschuss und Defizit nicht abbilden.

FERC genehmigte für das Planungsjahr 2025-26 eine abwärts geneigte Reliability-Based Demand Curve (RBDC). Die RBDC bepreist jedes MW entsprechend seinem Beitrag zur Versorgungssicherheit. Engpässe führen nun zu proportional höheren Preisen. Das CONE-Limit im Planungsjahr 2025-26 reicht von 321 $/MW-Tag (LRZ 10) bis 373 $/MW-Tag (LRZ 5). Diese setzen die Obergrenze in jeder Zone.

Die RBDC führte auch einen Opt-Out-Mechanismus ein. Stromversorger (LSEs), die ihren gesamten Bedarf selbst decken, können für drei aufeinanderfolgende Planungsjahre aus der PRA aussteigen. Dadurch konzentriert sich die Auktion nun auf tatsächlich ungebundene Kapazität. Das sorgt für ein schärferes Preissignal.

Engere Margen führten zu einem 22-fachen Preisanstieg im Sommer

Der Preisanstieg spiegelt einen schrumpfenden Überschuss wider. Drei Faktoren führten im Planungsjahr 2025-26 zum Rückgang:

• 3,3 GW thermische Erzeugung wurden stillgelegt oder ausgesetzt
• 4,9 GW bestehende Kapazität erhielten unter dem neuen Vier-Jahreszeiten-Modell eine niedrigere Akkreditierung
• Eine Erhöhung der Planungsreserve um 0,8 GW verschärfte die Lücke zusätzlich

Neue Zubauten konnten diese Verluste nur teilweise ausgleichen. Dennoch sank der Systemüberschuss im Jahresvergleich um 2,0 GW.

Die Verengung begann bereits früher auf Zonenebene. Besonders Zone 5 (Missouri) erreichte im Planungsjahr 2024-25 ihr CONE-Limit von 719,81 $/MW-Tag. Ein lokales Defizit von 872 MW verursachte diesen Bruch. Dieser zonale Stress deutete auf die systemweite Neubepreisung ein Jahr später hin.

Die Organization of MISO States (OMS) prognostiziert für Sommer 2026 einen Überschuss von 1,4 bis 6,1 GW. Im Planungsjahr 2027-28 wird der untere Wert mit -1,4 GW negativ. Das Lastwachstum von 2,2 % pro Jahr überholt neue Netzanschlüsse. Rechenzentren und Rückverlagerung der Produktion treiben die Nachfrage. Über 300 GW stehen in der Warteschlange über alle Technologien hinweg. Hält dieser Trend an, werden erhöhte PRA-Preise mindestens bis zum Planungsjahr 2027-28 bestehen bleiben. MISO hat für kurzfristige Deckung dieses Rechenzentrumsbedarfs einen Fast-Track-Prozess für Gas und BESS eingeführt.

Wie verteilt sich der Wert über Jahreszeiten und Zonen?

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

Die Subregionenaufteilung ist für die Standortwahl von Batteriespeichern relevant, auch wenn die Lücke heute noch klein ist. Sie könnte jedoch größer werden, falls sich die Stilllegungsmuster im Süden unterscheiden.

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

Wie erzielen Batterien Kapazitätserlöse im MISO?

Batterien nehmen als Electric Storage Resources (ESRs) an der PRA teil. MISO führte dieses Teilnahme-Modell am 1. September 2022 gemäß FERC Order 841 ein. Die Verordnung verpflichtete ISOs, eigene Modelle für Energiespeicher zu schaffen.

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

• Zweistündige Systeme: Kein offizieller MISO-Wert veröffentlicht
• Vierstündige Systeme: 95 %
• Achtstündige Systeme: 95 %

Der 95 %-Nachweis gilt sowohl für vier- als auch achtstündige Systeme. Eine längere Entladedauer als vier Stunden bringt nach aktueller Methodik keinen zusätzlichen Kapazitätswert.

Bei den Clearing-Preisen für das Planungsjahr 2025-26 ergibt dieser Nachweis etwa 75 $/kW-Jahr für Nord/Zentral (Preis x Tage x 0,95 Nachweis, über vier Jahreszeiten summiert). Dennoch sollten Entwickler mit Sommerpreisen von 200-300 $/MW-Tag rechnen.

Wie schneidet das im Vergleich zu anderen östlichen ISOs ab?

Im Vergleich dazu erhalten vierstündige Batterien bei anderen ISOs deutlich weniger Nachweis. Das folgende Diagramm vergleicht die Akkreditierung in PJM, NYISO und MISO.

Entwickler, die heute in den MISO-Markt eintreten, kalkulieren mit einem Zweijahresfenster bis zur nächsten Anpassung. Neben Systemdienstleistungen und Energiearbitrage können Kapazitätszahlungen das Investitionsargument für BESS im MISO stärken. Das neue Design der Nachfragekurve und die Knappheitssituation bedeuten, dass der Kapazitätsmarkt von MISO bis zur nächsten Methodik-Anpassung in PY 2028-29 voraussichtlich höhere Preise als frühere Auktionen erzielen wird.