​Modo Energy prognostiziert bis 2031 einen Zubau von 68 GW neuer Erzeugungskapazität im MISO-Gebiet. Ausgehend von einer 314 GW starken Anschluss-Warteschlange wird die Prognose um Rückzugswahrscheinlichkeiten, Schätzungen des kommerziellen Inbetriebnahmedatums und regionale Kapazitätsgrenzen bereinigt, um einen realistischen Ausbauszenario zu erstellen. Erdgas (27 GW) und Solarenergie (28 GW) führen nahezu gleichauf. Expedited Resource Addition Study (ERAS)-Projekte mit festen Anschlussverträgen treiben den Gas-Ausbau voran. Die Definitive Planning Process (DPP)-Pipeline ist stark auf Solar ausgerichtet.

Wichtige Erkenntnisse

• Die 314 GW starke Anschluss-Warteschlange von MISO liefert nach Berücksichtigung von Rückzugsrisiken, Zeitplanung und regionalen Begrenzungen bis 2031 insgesamt 68 GW an neuer Erzeugung. Das Ergebnis stimmt zudem mit der Series 2A Futures-Prognose von MISO überein.
• Erdgas (27 GW) und Solarenergie (28 GW) liegen fast gleichauf. Gas führt den ERAS-Pfad mit 22 GW und festen Anschlussverträgen an. Solar dominiert den DPP-Pfad mit 26 GW, trägt jedoch ein höheres Ausfallrisiko.
• Die Prognose sieht 6,9 GW BESS vor, davon 4,0 GW aus ERAS-Zusagen und 2,9 GW aus DPP-Projekten, die die Warteschlange überstehen. Das Kapazitätserweiterungsmodell wählt jedoch zu keinem Preis zusätzliche Batterien aus.

Wie viel der MISO-Warteschlange wird tatsächlich gebaut?

Die DPP-Warteschlange von MISO umfasst 285 GW an vorgeschlagenen Erzeugungsprojekten aus 1.434 aktiven und abgeschlossenen Projekten. Das ERAS-Programm fügt weitere 29 GW hinzu, überwiegend Erdgas. Zusammen ergeben beide Pfade 314 GW an vorgeschlagenen Anlagen – etwa das 1,5-fache der aktuellen installierten Kapazität von MISO.

Diese Zahl ist jedoch keine Prognose. Anschluss-Warteschlangen enthalten auch spekulative Einträge, Platzhalterprojekte und doppelte Anmeldungen. Laut MISO-Daten wurden 73 % der Anschlussanfragen in der Vergangenheit vor Abschluss zurückgezogen. Zudem haben etwa 48 GW aktiver Projekte bereits verstrichene Inbetriebnahmetermine.

Um aus dieser Warteschlange eine glaubwürdige Prognose zu erstellen, ist eine strukturierte Reduzierung erforderlich. Das bedeutet, Projekte mit hoher Rückzugswahrscheinlichkeit herauszufiltern, realistische Fertigstellungstermine zu schätzen und die Zubauten auf Niveaus zu begrenzen, die mit der Ressourcenplanung von MISO vereinbar sind.

Wie reduziert die Pipeline die 314 GW auf 68 GW?

Modo Energys Pipeline zur Reduzierung der Warteschlange nutzt drei aufeinanderfolgende Filter.

Filter 1: Rückzugswahrscheinlichkeit (314 GW auf 107 GW). Jedem DPP-Projekt wird eine Wahrscheinlichkeit für die Inbetriebnahme zugeordnet. Das Modell verwendet veröffentlichte Rückzugsraten von MISO je Studienphase, einen Fortschrittsfaktor innerhalb der Phase sowie eine technologiespezifische Abschlussrate. ERAS-Projekte (29 GW) durchlaufen diesen Filter mit 100 %, da sie feste Anschlussverträge haben. Nach diesem Filter verbleiben 107 GW.

Filter 2: Schätzung des Inbetriebnahmedatums. Das Modell weist jedem Projekt ein geschätztes Datum anhand empirischer Fertigstellungszeiten nach Technologie und Studienphase zu und ersetzt so unzuverlässige Antragsdaten. Solar benötigt im Schnitt 1,5 Jahre von Studienabschluss bis Betrieb. Gaskraftwerke benötigen im Schnitt nur 0,5 Jahre – am wenigsten von allen Technologien.

Filter 3: Regionale Begrenzungen und Baugeschwindigkeit (107 GW auf 68 GW). Kumulative Kapazitätsgrenzen pro Local Resource Zone, kalibriert auf die F2-Planwerte von MISO, reduzieren um 39 GW. Die jährlichen Zubauraten werden auf das 1,5-fache des historischen Maximalzubaus jeder Zone begrenzt. ERAS-Projekte umgehen die kumulativen Begrenzungen, unterliegen aber weiterhin der jährlichen Baugeschwindigkeit.

Was wird gebaut – nach Technologie und Warteschlange?

Erdgas und Solar machen 80 % des Ausbaus aus – das Verhältnis ist ausgeglichener als die rohe Warteschlange vermuten lässt.

Erdgas: ERAS-Projekte (22 GW) mit festen Anschlussverträgen treiben den Großteil des Gas-Ausbaus voran und umgehen die DPP-Warteschlange. Es handelt sich vor allem um Gasturbinen und GuD-Anlagen in MISO South. Für Batteriespeicherentwickler setzt dieser ERAS-Gasausbau die Grundlast, mit der BESS-Projekte konkurrieren.

Solar: Solar dominiert den DPP-Pfad mit 26 GW, trägt aber ein höheres Ausfallrisiko als ERAS-Gas. Die Projekte konzentrieren sich auf Michigan (LRZ 7), MISO South (LRZ 9) und Missouri (LRZ 5). DPP-Solar verstärkt das Preistief zur Mittagszeit und vergrößert die Intraday-Spannen. Diese Spannen treiben die Speichererlöse zusammen mit Systemdienstleistungen und Kapazitätszahlungen an.

Wind: Windkraft-Zubau bleibt im Vergleich zur Warteschlange moderat. Onshore-Wind stößt in den windstärksten Regionen auf Netzengpässe und konkurriert mit Solar um Anschlusskapazitäten. Die Prognose spiegelt daher vor allem Projekte in fortgeschrittenen Studienphasen wider.

BESS: 6,9 GW. Die Prognose sieht 6,9 GW BESS vor, davon 4,0 GW aus ERAS-Zusagen (15 Projekte) und 2,9 GW aus DPP-Überlebenden (108 Projekte). ERAS-BESS konzentrieren sich auf Indiana (1,5 GW) und Minnesota (1,2 GW). Michigan stellt mit 3,1 GW (überwiegend DPP) die größte Einzelzone. Dennoch wählt das Kapazitätsmodell zu keinem Preis zusätzliche Batterien in irgendeiner Zone aus.

Wie verteilt sich der Ausbau im MISO-Gebiet?

​Der Ausbau von 68 GW ist geografisch ungleich verteilt. Besonders drei Muster lassen sich aus den Ergebnissen der Reduzierung erkennen.

Solar und Speicher konzentrieren sich dort, wo die staatlichen Ziele am ehrgeizigsten sind. Michigan (12,5 GW) vereint ehrgeizige Ziele für saubere Energie, eine große Pipeline für erneuerbare Energien und 3,1 GW BESS-Entwicklung. Missouri (4 GW) ist überwiegend Solar (2,9 GW). Iowa (6 GW) setzt auf Wind, wobei neue Projekte mit zunehmender Durchdringung mit Kürzungen rechnen müssen.

Indiana hat die knappste Kapazitätsreserve, da der Ausbau nicht mit der Nachfrage Schritt hält. Indiana verfügt mit 337 MW über die größte BESS-Flotte im Betrieb bei MISO. Auch dort werden weiterhin Speicher und Gaskraftwerke entwickelt. Allerdings nähert sich die Spitzenlast bis 2031 der Summe aus installierter Kapazität und Warteschlangenprojekten. Hier bieten flexible Ressourcen kurzfristig den höchsten Wert durch Arbitragepotenzial.

ERAS-Gas bildet das Rückgrat für MISO South und den oberen Mittleren Westen. Louisiana und Texas (14 GW) erhalten den größten Anteil. ERAS-Gasprojekte mit festen Verträgen sichern dort die Versorgungssicherheit an der Golfküste. Ähnlich profitiert Wisconsin (7 GW) von ERAS- und DPP-Pipelines, mit 3,9 GW Gas. Diese Zonen zeigen, wo Versorgungssicherheit durch Gas am stärksten konzentriert ist.

Was geht bei MISO außer Betrieb?

Zeitgleich verliert MISO bis 2031 rund 10 GW an Leistung, davon 8 GW Kohle. Die Stilllegungen konzentrieren sich auf 2028 (3,9 GW, überwiegend Kohle) und 2027 (1,9 GW), wodurch kurzfristige Lücken entstehen, die durch Neubauten geschlossen werden müssen.

Die geografischen Auswirkungen sind jedoch unterschiedlich. Michigan (LRZ 7) verliert am meisten Kapazität, fast ausschließlich Kohle. Auch MISO South (LRZ 9) verliert deutlich, wobei der Ausbau die Zone bereits überversorgt. Insgesamt sind diese Stilllegungen ein Grund, warum der Ausbau von 68 GW aus der Warteschlange notwendig ist. Ohne sie würde der bestehende Kraftwerkspark die Versorgungssicherheit bis in die frühen 2030er gewährleisten. Diese Balance könnte sich verschieben, wenn MISO die Prognosen zum Nachfragwachstum aktualisiert. Besonders im Zentrum von MISO beschleunigen Rechenzentren und Industrie die Nachfrage (siehe "Rechenzentren und Industrie prägen MISOs Lastprognose für 2046").

BESS-Vorgaben in MISO

Fünf MISO-Staaten haben BESS-Zubauziele von insgesamt etwa 8 GW: Illinois (3 GW), Michigan (2,5 GW), Minnesota (1,2 GW), Missouri (1 GW) und Indiana (337 MW). Die meisten BESS-Projekte, die diese Vorgaben erfüllen sollen, sind jedoch frühe DPP-Einträge. Sie stehen hinter Solar- und Gasprojekten mit festen Anschlussverträgen zurück. In Illinois etwa liefert die Warteschlange bis 2031 keinen BESS-Zubau, da Projekte in fortgeschrittenen Phasen die Zone bereits füllen.

Somit wird der Zubau von 6,9 GW BESS in dieser Prognose durch ERAS-Zusagen und DPP-Überlebende getragen, nicht durch die Umsetzung von Vorgaben. Vorgaben könnten den Ausbau beschleunigen, wenn Staaten Speicher künftig bei Anschlusszyklen priorisieren – das spiegelt die aktuelle Warteschlange aber nicht wider.

Was sollten Entwickler aus dieser Prognose mitnehmen?

Die Warteschlange überschätzt die tatsächlich baubare Kapazität um etwa das 4,6-Fache. Die 314 GW sind ein Maß für Entwicklerinteresse, aber kein baureifer Projektpipeline. Nach Reduzierung erreichen Gas und Solar dennoch nahezu Gleichstand – über verschiedene Wege: ERAS für Gas, DPP für Solar. Der BESS-Ausbau folgt ERAS-Zusagen und Warteschlangenposition, nicht staatlichen Vorgaben.

Wie viel der 68 GW tatsächlich realisiert wird, hängt davon ab, ob ERAS-Gasprojekte termingerecht abgeschlossen werden und ob DPP-Solar historisch einmalige Zubauraten durchhalten kann.

Über 2031 hinaus bis 2050

Diese Prognose umfasst die reduzierte Warteschlange bis 2031. Rund 107 GW verbleiben nach dem Rückzugsfilter, können aber nicht innerhalb der regionalen Begrenzungen und jährlichen Baugeschwindigkeit platziert werden. Diese Kapazität bildet die Kandidatenbasis für weitere Ausbaumodelle nach 2031.