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

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Die Planning Resource Auction (PRA) von MISO deckt nur etwa 10 % des regionalen Kapazitätsbedarfs ab. Die restlichen Mengen sichern sich Versorger über bilaterale Verträge und integrierte Ressourcenpläne. 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 drastisch: 666,50 $/MW-Tag – ein 22-facher Anstieg gegenüber dem Vorjahr mit rund 30 $/MW-Tag.

Zwei strukturelle Veränderungen führten zu diesem Preissprung: Der Systemüberschuss sank um 60 %, von 6,5 GW auf 2,6 GW. Damit entfiel das Polster, das die Preise niedrig hielt. Zudem ersetzte eine neue, abwärts geneigte Nachfragekurve die bisherige Alles-oder-Nichts-Bepreisung. Das schwindende Polster schlägt sich nun direkt in höheren Preisen nieder.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Clearingpreis der MISO Sommer-PRA stieg im Jahresvergleich um das 22-fache, von 30 $/MW-Tag (PY 2024–25) auf 666,50 $/MW-Tag (PY 2025–26); der jährliche Durchschnittspreis liegt nun bei etwa 215 $/MW-Tag.
• Der Systemüberschuss sank 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 ein saisonales Konzentrationsrisiko für die Einnahmen bedeutet.
• Vier-Stunden-Batterien erhalten einen administrativen Kapazitätsnachweis von 95 %, den höchsten Wert unter US-ISOs. Ab Planungsjahr 2028–29 ersetzt eine neue Direct Loss of Load (DLoL)-Methodik diesen Standard, wodurch der Nachweis voraussichtlich auf 50–65 % sinkt.

Wie funktioniert eine Kapazitätsauktion bei MISO?

Die folgende Tabelle fasst die Abläufe der MISO-Auktion zusammen. Die Ergebnisse werden für die Teilregionen (Nord/Zentral und Süd) veröffentlicht; einzelne Zonen werden getrennt ausgewiesen, wenn lokale Engpässe auftreten.

Das entscheidende Detail: Da die PRA nur die Restmenge abwickelt, führen kleine Änderungen im Überschuss zu großen Preisschwankungen.

Führte das Redesign der MISO-Nachfragekurve zu einer Neubewertung der Kapazität?

Früher nutzte die Auktion eine vertikale Nachfragekurve. Eine Verschiebung des Angebots um ein Gigawatt konnte den Preis von nahezu null auf den vollen Cost of New Entry (CONE)-Höchstwert springen lassen – es gab keine Zwischenwerte. Die alte Kurve zahlte fast nichts, sobald das Angebot das Planning Reserve Margin Requirement (PRMR) überstieg, egal wie knapp die Reserve 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, als 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, zuverlässigkeitsbasierte Nachfragekurve (RBDC). Die RBDC bewertet jedes MW nach seinem Beitrag zur Versorgungssicherheit. Engeres Angebot führt jetzt zu proportional höheren Preisen. Der CONE für 2025–26 liegt zwischen 321 $/MW-Tag (LRZ 10) und 373 $/MW-Tag (LRZ 5) und bildet die Preisobergrenze je Zone.

Die RBDC führte außerdem einen Opt-out-Mechanismus ein: Versorgungsunternehmen, die ihren Bedarf vollständig selbst decken, können für drei aufeinanderfolgende Planungsjahre aus der PRA aussteigen. Die Auktion konzentriert sich dadurch auf tatsächlich nicht gebundene Kapazität und liefert ein schärferes Preissignal.

Engere Margen trieben den 22-fachen Sommerpreisanstieg

Der Preisanstieg spiegelt den schrumpfenden Überschuss wider. Im Planungsjahr 2025–26 waren drei Faktoren ausschlaggebend:

• 3,3 GW thermische Erzeugung wurden stillgelegt oder ausgesetzt
• 4,9 GW bestehende Kapazität erhielten im neuen Vier-Jahreszeiten-Rahmen eine geringere Akkreditierung
• Eine Erhöhung des Planning Reserve Margin Requirement um 0,8 GW vergrößerte die Lücke zusätzlich

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

Die Engpässe begannen 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 diese Überschreitung. Dieser Stress auf Zonenebene war ein Vorbote für die systemweite Neubewertung ein Jahr später.

Die Organization of MISO States (OMS) prognostiziert für den Sommer 2026 einen Überschuss von 1,4 bis 6,1 GW. Im Planungsjahr 2027–28 wird das untere Ende negativ (–1,4 GW). Das Lastwachstum von 2,2 % pro Jahr überholt neue Netzanschlüsse. Rechenzentren und Rückverlagerung von Industrieproduktion treiben die Nachfrage. Über 300 GW stehen in der Warteschlange über alle Technologien hinweg. Hält dieser Trend an, werden die erhöhten PRA-Preise mindestens bis zum Planungsjahr 2027–28 anhalten. MISO hat einen Fast-Track-Prozess für Gaskraftwerke und BESS eingeführt, um die Nachfrage der Rechenzentren kurzfristig zu bedienen.

Wie verteilt sich der Wert über Jahreszeiten und Zonen?

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

Diese Teilregionen-Aufteilung ist für die Standortwahl von Batteriespeichern relevant, auch wenn die Differenz heute noch gering ist. Sollte sich das Stilllegungsmuster im Süden verändern, könnte die Lücke wachsen.

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

Wie erzielen Batterien Kapazitätserlöse bei 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 Order verpflichtete ISOs, spezielle Modelle für Energiespeicher zu schaffen.

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

• Zwei-Stunden-Systeme: Kein offizieller MISO-Wert veröffentlicht
• Vier-Stunden-Systeme: 95 %
• Acht-Stunden-Systeme: 95 %

Der Nachweis von 95 % gilt gleichermaßen für vier- und acht-Stunden-Systeme. Eine längere Entladedauer als vier Stunden bringt nach aktueller Methodik keinen zusätzlichen Kapazitätswert.

Bei den Clearingpreisen für das Planungsjahr 2025–26 ergibt dieser Nachweis etwa 75 $/kW-Jahr für Nord/Zentral (Preis × Tage × 0,95 Nachweis, summiert über vier Saisons). Entwickler sollten jedoch mit Szenarien rechnen, in denen sich die Sommerpreise wieder auf 200–300 $/MW-Tag zubewegen.

Wie schneidet MISO im Vergleich zu anderen östlichen ISOs ab?

Im Vergleich dazu erhalten vier-Stunden-Batterien bei anderen ISOs deutlich geringere Nachweise. Das folgende Diagramm zeigt die Akkreditierung in PJM, NYISO und MISO im Vergleich.

Entwickler, die heute in MISO einsteigen, kalkulieren mit einem Zeitfenster von zwei Jahren bis zur Umstellung. Neben den Erlösen aus Systemdienstleistungen und Energiearbitrage können Kapazitätszahlungen das Geschäftsmodell für BESS in MISO stützen. Das neue Design der Nachfragekurve und die Knappheitssituation bedeuten, dass der Kapazitätsmarkt von MISO möglicherweise bis zur nächsten Methodenumstellung (PY 2028–2029) höhere Preise erzielt als bisherige Auktionen.