Das kombinierte Erlöspotenzial für vierstündige BESS in MISO erreichte im Februar am Indiana Hub 60 $/kW-Monat, angetrieben durch eine zweitägige Kältewelle, die die Echtzeitpreise auf über 1.100 $/MWh steigen ließ. Die nördlichen Hubs lagen im Day-Ahead-Markt durchschnittlich über 50 $/MWh, während die südlichen Hubs im niedrigen 30er-Bereich blieben. Ab dem 10. Februar sanken die Day-Ahead-Preise an den nördlichen Hubs auf 30–45 $/MWh.

In diesem Benchmark analysiert Modo Energy die Großhandelspreise in MISO, BESS-Arbitragespannen, den Erzeugungsmix und Trends bei Nebendienstleistungen für Februar 2026.

Wichtigste Erkenntnisse

• Michigan und Indiana Hubs lagen im Day-Ahead-Markt durchschnittlich über 50 $/MWh, während Arkansas und Texas unter 34 $/MWh blieben.
• Vierstündige Echtzeit-TB4-Spreads übertrafen Day-Ahead um 148 %, was Betreiber mit Intraday-Marktexposure belohnte.
• Die Windproduktion sank im Jahresvergleich um 4,6 % und verfehlte die teuersten Stunden, wodurch die Capture Rate auf 91,2 % fiel. Höhere Systempreise steigerten dennoch die absoluten Winderlöse um 23,6 %.
• Erdgaspreise schwankten zwischen 2,98 und 6,88 $/MMBtu und trieben die impliziten Wärmeraten während der Kälteperiode auf über 27 MMBtu/MWh. Knappheit, nicht die Brennstoffkosten, bestimmte die Großhandelspreise.
• BESS wurden während des mittäglichen Solarüberschusses geladen und am Abend entladen – ein Arbitragezyklus, der sich mit steigendem Solaranteil im Sommer noch verstärken dürfte.

MISO North lag nach der Kältewelle Anfang Februar um 20 $/MWh über dem Süden

Am 1.–2. Februar sorgte der Wintersturm Fern für hohe Heiznachfrage im Mittleren Westen, während erzwungene Ausfälle thermischer Kraftwerke 11.000–13.300 MW erreichten. Die Echtzeitpreise am Indiana Hub, dem Referenzpunkt, stiegen auf über 1.100 $/MWh. Ein Preissprung am 26. Februar ließ die Preise kurzzeitig steigen, ansonsten lagen die Day-Ahead-Preise ab dem 10. Februar bei durchschnittlich 30–45 $/MWh.

Durchschnittliche Day-Ahead-Preise pro Hub im Monat:

• Michigan Hub: 51,84 $/MWh (höchster Wert)
• Indiana Hub: 51,55 $/MWh
• Texas Hub: 33,48 $/MWh
• Arkansas Hub: 31,07 $/MWh

Die Nord-Süd-Differenz von 20 $/MWh spiegelt Netzengpässe wider, die die Kältewellenpreise im Mittleren Westen konzentrierten. Indiana und Michigan boten die stärksten BESS-Arbitragesignale; in den südlichen Hubs blieb die Preisbewegung gering.

Erzeugungsmix von MISO bestimmte das Arbitragefenster, da Gas und Kohle rund um Solar output hochfuhren

Gas und Kohle stellten den Großteil der Erzeugung in MISO, wobei Gaskraftwerke besonders morgens und abends stark hochfuhren. Kernkraft lief konstant als Grundlast. Wind lieferte vor allem nachts; Solar sorgte für ein mittägliches Nachfragetal, das das BESS-Ladefenster definierte.

Henry Hub Erdgas bewegte sich von 2,98 $/MMBtu am 18. Februar bis 6,88 $/MMBtu am 4. Februar. Die Schwankung von 3,90 $/MMBtu vergrößerte die Differenz zwischen Stunden mit Gas am Rand und Nebenzeiten und erweiterte so das BESS-Arbitragefenster direkt.

Am 2. Februar erreichte die Day-Ahead-implizierte Wärmerate 27,6 MMBtu/MWh – Knappheitspreise weit über den Grenzkosten von Gas. Bis Mitte des Monats fielen die Wärmeraten auf 9–11 MMBtu/MWh. Überschritt die Wärmerate 20 MMBtu/MWh, lag der Day-Ahead-Preis am Indiana Hub über 100 $/MWh, während die Nebenzeiten bei etwa 30 $/MWh blieben – breite Spreads, die BESS ausschöpfen konnte. Mit der Normalisierung der Wärmeraten näherten sich Peak- und Nebenzeiten an und das Arbitragefenster schrumpfte.

Vierstündige Echtzeit-BESS-Spreads am Indiana Hub verdoppelten sich im Jahresvergleich

Day-Ahead-Durchschnitte basieren auf 24 Handelstagen (für den 9., 20., 21. und 22. Februar liegen keine Day-Ahead-Marktdaten vor). Die Echtzeit-Durchschnitte beziehen sich auf die gleichen 24 Tage zum Vergleich.

Wintersturm Fern war maßgeblich für diese Überperformance verantwortlich. Die Day-Ahead-Preise lagen am 1.–2. Februar etwa 80 $/MWh unter den Echtzeitpreisen, mit mittäglichen Echtzeitpreisen von 27–30 $/MWh und abendlichen Peaks von durchschnittlich 90 $/MWh in Stunde 17.

Indiana und Michigan boten die höchsten Spreads. Am Illinois Hub erreichten die vierstündigen Day-Ahead-Spreads 144 $/MW-Tag (+10,7 % gegenüber Vorjahr); Arkansas fiel um 30,6 % auf 85 $/MW-Tag. Der Spread am Indiana Hub lag um 109 % über dem am Arkansas Hub.

Vierstündige Echtzeitspreads am Indiana Hub lagen 148 % über den Day-Ahead-Spreads. Betreiber mit Echtzeit-Exposure erzielten fast das 2,5-fache der Erlöse im Vergleich zu reiner Day-Ahead-Planung.

Wind-Capture-Rate sank um 5,7 Punkte, da die teuersten Stunden verpasst wurden

Die Capture Rate von Wind fiel auf 91,2 %, ein Rückgang um 5,7 Prozentpunkte gegenüber 96,9 % im Vorjahr. Die erzeugungsgewichteten Preise lagen im Schnitt bei 53,33 $/MWh gegenüber dem zeitgewichteten Systempreis von 58,46 $/MWh.

Preisspitzen am 1.–2. Februar traten auf, als die Windproduktion deutlich unter dem stündlichen Normalwert lag. Da diese Stunden einen überproportionalen Einfluss auf den monatlichen Durchschnittspreis hatten, zog schon eine moderate Unterperformance die Capture Rate nach unten. Die gesamte Windproduktion sank im Jahresvergleich um 4,6 % auf 8.839 GWh, was den Windanteil am Erzeugungsmix in den teuersten Stunden weiter verringerte.

Der erzeugungsgewichtete Windpreis von 53,33 $/MWh lag dennoch um 23,6 % über dem Wert vom Februar des Vorjahres (43,16 $/MWh). Höhere Systempreise steigerten die absoluten Winderlöse trotz gesunkener Capture Rate.

Mittäglicher Solarüberschuss und Abendanstieg bestimmten den BESS-Arbitragezyklus

Die Netzlast schwankte von etwa 53.000 MW in Stunde 14 bis 69.300 MW in Stunde 18. Die Differenz von 16,3 GW zwischen Mittag und Abend definiert das Arbitragefenster.

Der Solarüberschuss drückte die mittäglichen Echtzeitpreise auf die Tagestiefs (27–30 $/MWh, Stunden 12–15). Batterien luden in diesen Stunden, im Schnitt 245 MW in Stunde 13 (Quelle: MISO Echtzeit-Generationsdaten für registrierte BESS-Anlagen), und entluden 335 MW zum abendlichen Peak (Stunde 17), wenn Gas und Kohle hochfuhren, um die Nachfrage nach Sonnenuntergang zu decken.

Die Streuung der stündlichen Preise gegenüber der Systemnachfrage teilt sich in zwei Regime: ein Cluster Anfang Februar über 100 $/MWh bei moderater Nachfrage und ein Nach-Ereignis-Cluster unter 60 $/MWh bei vergleichbarer Nachfrage. Nicht allein die Last, sondern die Temperatur bestimmte während der Kälteperiode den Preis.

Regelenergie stieg während der Kältetage in MISO auf 94 $/MWh

Day-Ahead-Regelenergie lag im Februar im Schnitt bei 17,45 $/MWh; Echtzeit bei 22,11 $/MWh. Am 2. Februar erreichte die Echtzeitregelung 94,48 $/MWh. Die Co-Optimierung verstärkte den Ausschlag: Steigen die Energiepreise, erhöht sich durch Opportunitätskosten auch der Regelenergiepreis.

Day-Ahead-Spin-Reserve lag im Schnitt bei 2,63 $/MWh, Echtzeit bei 4,13 $/MWh – marginal im Vergleich zu den 444 $/MW-Tag aus vierstündiger Echtzeit-Energiearbitrage.

Regelenergie hat sich strukturell erhöht. Nachdem MISO die Regelenergie-Beschaffung auf 600 MW erhöht und den Wert des verlorenen Lasts (VOLL) verdreifacht hat – der Strafpreis für nicht versorgte Energie – auf 10.000 $/MWh, stieg die Day-Ahead-Regelenergie von 10,91 $/MWh (2023) auf 17,34 $/MWh (2025), mit einem Durchschnitt von 23,59 $/MWh Anfang 2026. Da sich die Energiespreads im Frühjahr weiter verengen, wird der Anteil der Regelenergie am BESS-Erlösstack wachsen, weil sich die Spreads schneller zusammenziehen als die Regelenergiepreise sinken.

Ausblick für MISO

Wintersturm Fern brachte MISO bereits den zweiten Monat in Folge außergewöhnliche BESS-Chancen, insbesondere an den Hubs Indiana und Michigan. Noch wichtiger ist die wachsende Differenz zwischen Day-Ahead und Echtzeit: Vierstündige Echtzeitspreads am Indiana Hub lagen 148 % über den Day-Ahead-Spreads.

Mit dem Rückgang der Heiznachfrage im Frühjahr wird das mittägliche Solartal an die Stelle von Kältewellen als wichtigster Spread-Treiber treten.