MISO besteht im Grunde aus zwei Märkten, MISO North und MISO South, verbunden durch eine vertraglich geregelte Übertragungsleitung. Beide Märkte versuchen, das schnelle Lastwachstum zu bewältigen, verfolgen dabei aber unterschiedliche Strategien beim Ausbau der Stromerzeugung. Im Norden werden Kohlekraftwerke stillgelegt und erneuerbare Energien sowie Speicher ausgebaut, während im Süden Grundlast-Kraftwerke – überwiegend thermisch – hinzugefügt werden, meist über das Expedited Resource Addition Study (ERAS)-Programm von MISO.

Die Spitzenlast, heute bei 124 GW, steigt in den nächsten 15 Jahren um 50 GW. Das ist eine Steigerung gegenüber der MISO-Studie zur langfristigen Lastprognose (LTLF) 2024, die noch von einem jährlichen Spitzenlastwachstum von 1,6 % ausging – jetzt werden 2 % erwartet.

Mit steigendem Verbrauch bleiben die Top-Bottom 4-Stunden (TB4)-Spreads innerhalb einer Bandbreite, sinken zunächst, wenn in den späten 2020ern neue Kapazitäten ans Netz gehen, und steigen dann in den 2030ern wieder an. Die Märkte für Systemdienstleistungen füllen sich rasch, sobald Batteriespeicher skalieren, sodass die Preise deutlich fallen. Die meisten Einnahmen werden im Kapazitätsmarkt erzielt. Eine Welle von ERAS-Gaskraftwerken hält die Preise bis in die späten 2020er niedrig, trotz einer Änderung der Akkreditierung im Jahr 2028, die die Kapazitätsgutschriften für Batterien reduziert. Erst in den frühen 2030ern steigen die Preise wieder, wenn der Ausbau-Mix auf weniger akkreditierte Erzeugung umschwenkt. In MISOs sich schnell wandelndem Markt liegt der Wert zunehmend in der Kapazität.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Spitzenlast wächst im Schnitt um 2 % pro Jahr – 50 GW zusätzliche Last in den nächsten 15 Jahren, davon 30 GW bis Anfang der 2030er. Rechenzentren treiben 40 % dieses Anstiegs.
• Das stärkste Nachfragewachstum findet in MISO North statt: Die nördlichen Zonen steigern den Energiebedarf bis 2040 um 39 %, im Süden sind es 26 %.
• Gas, Solar und Batteriespeicher (BESS) werden schnell eingesetzt, um diese Nachfrage zu decken. Der Ausbau zwischen 2026 und 2031 umfasst 27 GW Gas (meist über die ERAS-Warteschlange), 28 GW Solar und 7 GW BESS, während 8 GW Kohle vom Netz gehen.
• Rund-um-die-Uhr-Strompreise erreichen 2032 mit 66 $/MWh ihren Höchststand (von 39 $/MWh in 2025), sinken dann bis 2040 wieder. TB4-Spreads bleiben volatil, erreichen 2029 ein Tief von 40.000 $/MW-Jahr, steigen dann bis 2032 auf 65.000 $ und halten dieses Niveau durch die 2030er.
• Die Erlöschancen für Batterien verschieben sich von Systemdienstleistungen hin zur Kapazität. Die D-LoL-Regel von 2028 reduziert den Kapazitätskredit einer Batterie mit vier Stunden Laufzeit von 95 % auf 55 %, was die anerkannten Einnahmen bis 2040 auf 2,50 $/kW-Monat begrenzt.

Lastwachstum zählt zu den stärksten unter den ISOs

Bis 2040 liegt die Spitzenlast von MISO 44 % über dem Niveau von 2019. ERCOT wächst noch schneller, um 67 %, PJM liegt bei 41 %. MISO ist prozentual nicht der am schnellsten wachsende ISO, startet aber von einer deutlich größeren Basis von 120 GW. Damit zählt das absolute Nachfragewachstum in GW zu den größten im Land.

Großverbraucher treiben 60 % des Nachfragewachstums bei MISO

Großverbraucher, allen voran Rechenzentren, sind Haupttreiber der neuen Nachfrage. Ihr Energiebedarf soll von 34 TWh im Jahr 2027 auf 218 TWh bis 2035 steigen und wächst danach langsamer um 1,5 % jährlich.

Allein dieser frühe Anstieg führt bis 2035 zu 21 GW zusätzlicher Grundlast, was 40 % des Spitzenanstiegs von 50 GW entspricht. Elektrofahrzeuge sind der andere starke Wachstumsfaktor, ihr Verbrauch steigt von 7 TWh auf 50 TWh bis 2040. Die konventionelle Industrie bleibt das größte Segment, wächst aber deutlich langsamer von 232 TWh auf 280 TWh.

Nachfragewachstum im Norden 51 % höher

Das Nachfragewachstum verteilt sich nicht gleichmäßig. Bis 2040 steigt der Energiebedarf im Norden (LRZ 1-7) um 39 %, im Süden (LRZ 8-10) um 26 %. Die meisten neuen Rechenzentren entstehen in den nördlichen und zentralen Zonen, sodass ihr Anteil an der Gesamtnachfrage von MISO im Prognosezeitraum steigt.

LRZ 1 und 2 führen das Spitzenlastwachstum bei MISO an

Bis 2040 steigt die Spitzenlast am stärksten in LRZ 2 (Wisconsin/Upper Michigan) und LRZ 1 (Minnesota/Dakotas), jeweils um 50 % gegenüber 2027. LRZ 3 (Iowa) folgt mit 34 % und LRZ 5 (Missouri) mit 33 %. Im Süden ist LRZ 9 (Louisiana/Texas) mit +26 % der größte Treiber. Über die Jahresauswahl in der Karte lässt sich die Entwicklung verfolgen.

MISO baut Gas, Erneuerbare und Speicher aus

Die Angebotsreaktion ist ein Mix aus thermischer Erzeugung, Erneuerbaren und Speichern. Die meisten Zubauten erfolgen zu Beginn des Zeitraums. Allein 2027 werden voraussichtlich 4,4 GW Solar, 3,7 GW Wind, 3,4 GW Batteriespeicher und 2,9 GW Gas zugebaut, während 2,7 GW Kohle vom Netz gehen. Im Zeitraum 2026–2031 ergibt sich so ein Ausbau von 27 GW Gas, 28 GW Solar und 7 GW Batteriespeicher.

MISO ERAS-Programm beschleunigt Gaskraftwerksprojekte

22 GW dieses thermischen Ausbaus erfolgen über MISOs ERAS. 80 % der Gaszubauten verfügen bereits über feste Netzanschlussverträge und erzielen eine 100%ige Durchlaufquote.

Zum Vergleich: In der Standard-Warteschlange sind historisch 73 % der Projekte zurückgezogen worden. Der Ausbau fest disponierbarer Gaskapazitäten reduziert Knappheitssituationen in der Prognose und begrenzt, wie weit die Energie-Spreads steigen können.

Zwei Ausbaugeschichten: MISO North vs. South

Beim Kapazitätsmix unterscheiden sich die beiden Märkte am stärksten. Im Süden wird Gas auf eine bereits gaslastige Flotte aufgesattelt. Die Gaskapazität steigt von 91 % der regionalen Spitzenlast heute auf über 125 % bis Ende der 2030er. Kohleanteile sinken hingegen nur von 18 % auf 11 %.

Im Norden wird das Nachfragewachstum vor allem mit Erneuerbaren statt mit thermischer Erzeugung gedeckt. Die Kohlekapazität sinkt von 40 GW (43 % der Spitzenlast) heute auf 31 GW (28 %) bis 2030 und 13 GW (10 %) bis 2040 – ein Rückgang von 27 GW im Prognosezeitraum. Die BESS-Kapazität steigt von nur 1 GW heute auf 14 GW (12 %) bis 2030 und stabilisiert sich dann bei 19 GW (14 %) bis 2040.