Batteriespeicher machen nun 27 % der Kapazität im MISO Expedited Resource Addition Study (ERAS) Zyklus 3 aus, wie am 9. März bekannt gegeben wurde. Das ist ein Anstieg von weniger als 2 Prozent im Zyklus 1, der im dritten Quartal 2025 veröffentlicht wurde. Fünfzehn Projekte mit insgesamt 8,8 Gigawatt wurden ausgewählt. Ein einziges Versorgungsunternehmen, Northern Indiana Public Service Company (NIPSCO), stellt 37 Prozent des Zyklus über Erdgas und Speicher.

Wichtige Erkenntnisse

• Batteriespeicher sind von weniger als 2 Prozent der ERAS-Kapazität im Zyklus 1 auf 27 Prozent im Zyklus 3 gewachsen. 2,3 Gigawatt über acht Projekte, alle in Versorgungsbesitz oder vertraglich gebunden.
• NIPSCOs zwei Anträge umfassen insgesamt 3,3 Gigawatt aus Erdgas und Speicher, getrieben durch 2,5 bis 2,8 Gigawatt prognostiziertes Wachstum der Rechenzentrums- und Produktionslast.
• Mit 53 aktiven Projekten nähert sich das Programm seiner Obergrenze von 68 Projekten. Es bleibt ungefähr ein vollständiger Zyklus, bevor das Programm im August 2027 endet.

Wie schneidet Zyklus 3 im Vergleich zu anderen MISO ERAS-Zyklen ab?

Erdgas ist in jedem Zyklus der größte Brennstofftyp, aber sein Anteil ist von 82 Prozent im Zyklus 1 (4,3 Gigawatt) auf 73 Prozent im Zyklus 3 (6,4 Gigawatt) gesunken. Batteriespeicher haben den Unterschied übernommen.

Zyklus 3 enthält weder Solar- noch Windenergie. Die Last von Rechenzentren und Produktion erfordert rund um die Uhr gesicherte Kapazität, und Versorgungsunternehmen, die ERAS-Anträge stellen, bauen diese mit Erdgas oder Speicher – nicht mit fluktuierender Erzeugung.

Wer erhielt Genehmigungen von MISO?

NIPSCOs Schahfer-Projekt (E0042) beantragt 2.740 Megawatt Erdgas, zwei GuD-Turbinen an einem Standort und ist die bisher größte einzelne ERAS-Anwendung. Mitchell Battery (E0033) fügt 527 Megawatt Speicher hinzu. Beide Anträge beziehen sich auf die Last von Rechenzentren und fortschrittlicher Produktion im NIPSCO Integrierten Ressourcenplan 2024.

Entergy Louisiana (1.640 Megawatt, West Fork Creek) und Entergy Texas (478 Megawatt, San Jacinto) fügen im MISO South über 2 Gigawatt Erdgas hinzu, ebenfalls getrieben durch die Nachfrage aus Rechenzentren.

Alle acht Batterieprojekte in Zyklus 3 sind in Versorgungsbesitz oder durch bilaterale Verträge abgesichert. Die Veränderung gegenüber früheren Zyklen liegt im Umfang, nicht in der Struktur. Aber 2,3 Gigawatt von Versorgern beschaffter Speicher in einem einzigen Zyklus zeigen, dass MISO-Versorger Batterien nun als zentrale Ressource betrachten und nicht mehr als Pilotprojekt.

Wie nah ist ERAS an seiner Kapazitätsgrenze?

ERAS ist laut MISO-Tarif auf 68 Projekte begrenzt, bevor das Programm am 31. August 2027 ausläuft. Mit 53 aktiven Projekten bleiben noch 15 Plätze. Das entspricht schätzungsweise einem weiteren Zyklus, insbesondere da 13 laufende Anträge noch geprüft werden.

MISO hat keine Verlängerung über 2027 hinaus signalisiert. Sollte das Programm ohne Verlängerung enden, fallen verbleibende Projekte zurück in den Definitive Planning Process, wo die Studienzeiten drei Jahre oder länger dauern.

Was bedeutet das für Entwickler?

ERAS Zyklus 3 bestätigt, dass MISO-Versorger BESS nun als zentrale, steuerbare Ressource betrachten und nicht mehr als Pilottechnologie. 2,3 Gigawatt von Versorgern beschaffter Speicher in einem einzigen Zyklus, alles getrieben durch Rechenzentrums- und Produktionslast, stellt einen strukturellen Wandel in der Netzplanung der Region dar.

Doch der Spielraum für den Ausbau wird enger. ERAS hat nur noch etwa einen Zyklus Kapazität übrig und MISO hat keine Verlängerung signalisiert. Wenn das Programm endet, fällt jedes neue Projekt in den Definitive Planning Process zurück, bei dem die Studienzeiten drei Jahre oder länger betragen. Für unabhängige BESS-Entwickler ist die Lage noch schwieriger: ERAS stand ihnen nie offen und der DPP bietet keine schnellere Alternative.

Das übergeordnete Muster ist klar: Die Nachfrage aus Rechenzentren verschiebt den Ressourcenmix von MISO hin zu gesicherter, steuerbarer Kapazität. Erdgas und Speicher dominieren diesen Ausbauzyklus. Solar- und Windenergie fehlen im Zyklus 3 vollständig. Sofern MISO seinen Anschlussprozess nicht reformiert oder ERAS verlängert, wird der Ausbau von Speichern in der Region weiterhin von Versorgungsunternehmen gesteuert, gebunden an integrierte Ressourcenpläne und Tarifverfahren statt an Marktsignale. Das ist ein grundsätzlich langsameres Ausbaumodell als in von Händlern getriebenen Märkten wie ERCOT und wird beeinflussen, wohin Entwickler in den nächsten fünf Jahren Kapital lenken.