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 im Schnitt über 50 $/MWh, während die südlichen Hubs bei niedrigen 30ern blieben. Ab dem 10. Februar fielen die Day-Ahead-Preise an den nördlichen Hubs auf 30–45 $/MWh.

In diesem Benchmark analysiert Modo Energy die Großhandelspreise in MISO, Arbitragespannen für BESS, 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 % und belohnten Betreiber mit Intraday-Marktexposure.
• 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 Windeinnahmen um 23,6 %.
• Erdgaspreise schwankten von 2,98 $ bis 6,88 $/MMBtu und trieben die implizierten Wärmeraten während der Kältewelle auf über 27 MMBtu/MWh. Knappheit, nicht Brennstoffkosten, bestimmten die Großhandelspreise.
• BESS wurde tagsüber bei Solarüberschuss geladen und am Abendpeak entladen – ein Arbitragezyklus, der mit steigendem Solaranteil im Sommer intensiver werden dürfte.

MISO Nord nach Kältewelle Anfang Februar mit 20 $/MWh Aufschlag gegenüber Süden

Am 1.–2. Februar trieb der Wintersturm Fern die Heiznachfrage im Mittleren Westen hoch, während ungeplante Ausfälle thermischer Kraftwerke 11.000–13.300 MW erreichten. Die Echtzeitpreise am Indiana Hub, dem Referenzpunkt, überschritten 1.100 $/MWh. Ein kurzer Preissprung am 26. Februar hob die Preise, ansonsten lagen die Day-Ahead-Preise ab dem 10. Februar meist bei 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-Lücke von 20 $/MWh spiegelt Übertragungsengpässe wider, die Preisspitzen während der Kältewelle auf den Mittleren Westen konzentrierten. Indiana und Michigan boten die stärksten Arbitragesignale für BESS; südliche Hubs sahen insgesamt verhaltene Preisbewegungen.

MISO-Erzeugungsmix bestimmte das Arbitragefenster, da Gas und Kohle rund um Solar einsprangen

Gas und Kohle stellten den Großteil der MISO-Erzeugung, wobei Gaskraftwerke morgens und abends stark hochfuhren. Kernenergie lief konstant als Grundlast. Wind erzeugte vor allem nachts, während Solar tagsüber ein Tal in der Nettolast schuf – das Ladefenster für BESS.

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 Grenzgas und Nebenzeiten und erweiterte so direkt das Arbitragefenster für BESS.

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

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

Day-Ahead-Durchschnitte basieren auf 24 Handelstagen (Daten für 9., 20., 21. und 22. Februar fehlen). Echtzeit-Durchschnitte sind auf dieselben 24 Tage abgestimmt für Vergleichbarkeit.

Wintersturm Fern war hauptverantwortlich für diese Überperformance. Day-Ahead-Preise lagen am 1.–2. Februar etwa 80 $/MWh unter den Echtzeitwerten; die Echtzeitpreise lagen mittags bei 27–30 $/MWh und die Abendspitzen bei durchschnittlich 90 $/MWh in Stunde 17.

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

Vierstündige Echtzeit-Spreads am Indiana Hub übertrafen Day-Ahead um 148 %. Betreiber mit Echtzeit-Exposure erzielten fast das 2,5-Fache der Einnahmen im Vergleich zu reinem Day-Ahead-Handel.

Wind-Capture-Rate sank um 5,7 Punkte, da Erzeugung teuerste Stunden verfehlte

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

Preisspitzen am 1.–2. Februar traten auf, als die Winderzeugung deutlich unter dem stündlichen Durchschnitt lag. Da diese Stunden einen überproportionalen Anteil am Monatsdurchschnitt hatten, führte schon moderate Unterperformance zu einem Rückgang der Capture-Rate. Die gesamte Windproduktion sank im Jahresvergleich um 4,6 % auf 8.839 GWh und verringerte den Windanteil im Versorgungsmix zu den teuersten Zeiten.

Der erzeugungsgewichtete Windpreis von 53,33 $/MWh lag dennoch 23,6 % über dem Vorjahreswert von 43,16 $/MWh. Höhere Systempreise steigerten die absoluten Einnahmen trotz gesunkener Capture-Rate.

Mittäglicher Solarüberschuss und Abendrampe bestimmten den BESS-Arbitragezyklus

Die Nettolast 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.

Solarüberschuss drückte die Echtzeitpreise mittags auf Tagestiefs (27–30 $/MWh, Stunden 12–15). Batterien luden in diesen Stunden und nahmen durchschnittlich 245 MW in Stunde 13 auf (Quelle: MISO Echtzeit-Erzeugungsdaten für registrierte BESS-Anlagen) und entluden 335 MW zum Abendpeak (Stunde 17), wenn Gas und Kohle zur Deckung der Nachfrage hochfuhren.

Die Streuung der Stundenpreise gegenüber der Systemnachfrage trennt sich in zwei Cluster: Anfang Februar lagen viele Stunden bei moderater Nachfrage über 100 $/MWh, nach dem Ereignis bei vergleichbarer Nachfrage unter 60 $/MWh. Nicht allein die Last, sondern vor allem die Temperatur bestimmte während der Kältewelle den Preis.

Regelleistung stieg an kalten MISO-Tagen auf 94 $/MWh

Day-Ahead-Regelleistung lag im Februar im Schnitt bei 17,45 $/MWh; Echtzeit im Schnitt bei 22,11 $/MWh. Am 2. Februar erreichte Echtzeit-Regelung 94,48 $/MWh. Die Co-Optimierung verstärkte den Preissprung: Steigen die Energiepreise, erhöhen Opportunitätskosten auch die Regelpreise.

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

Regelleistung hat sich strukturell erhöht. Nachdem MISO die Regelbeschaffung auf 600 MW erhöhte und den Value of Lost Load (VOLL), den Strafpreis für nicht gelieferte Energie, auf 10.000 $/MWh verdreifachte, stieg die Day-Ahead-Regelung von 10,91 $/MWh im Jahr 2023 auf 17,34 $/MWh im Jahr 2025, mit einem Durchschnitt von 23,59 $/MWh Anfang 2026. Während sich die Energiespreads im Frühjahr verengen, wird der Anteil der Regelleistung an den BESS-Einnahmen wachsen, da sich Spreads schneller verengen als Regelpreise sinken.

Ausblick für MISO

Wintersturm Fern bot im zweiten Monat in Folge außergewöhnliche BESS-Chancen in MISO, besonders an den Hubs Indiana und Michigan. Die wichtigste Erkenntnis: Die Lücke zwischen Day-Ahead und Echtzeit wird größer – vierstündige Echtzeit-Spreads am Indiana Hub übertrafen Day-Ahead um 148 %.

Mit nachlassender Heiznachfrage im Frühjahr wird das mittägliche Solartal die Kältewellen als Haupttreiber der Spreads ablösen.