MISO besteht eigentlich aus zwei Märkten, MISO North und MISO South, die durch eine vertraglich geregelte Übertragungsleitung verbunden sind. Beide Märkte stehen vor schnellem Nachfragewachstum, gehen den Ausbau der Erzeugung jedoch unterschiedlich an. Im Norden werden Kohlekraftwerke stillgelegt und erneuerbare Energien sowie Speicher gebaut, während im Süden Grundlastkraftwerke, meist durch das Expedited Resource Addition Study (ERAS)-Programm von MISO, hinzukommen.

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Die Spitzenlast steigt von aktuell 124 GW um 50 GW in den nächsten 15 Jahren. Das ist mehr als in der MISO-Studie zur langfristigen Lastprognose 2024 (LTLF), die von 1,6 % jährlichem Wachstum ausging – jetzt werden 2 % erwartet.

Mit zunehmender Last bleiben die Top-Bottom 4-Stunden (TB4)-Spreads in einer Bandbreite, sinken, wenn neue Kapazitäten Ende der 2020er Jahre ans Netz gehen, und steigen ab den 2030ern wieder. Die Nebendienstleistungsmärkte füllen sich rasch, da Batterien skalieren, wodurch die Preise stark fallen. Die meiste Wertschöpfung findet im Kapazitätsmarkt statt. Eine Welle fester ERAS-Gaskapazitäten hält die Preise bis Ende der 2020er niedrig, trotz einer Akkreditierungsänderung 2028, die die Batteriekapazitätsgutschriften kürzt. Erst in den frühen 2030ern steigen die Preise wieder, wenn der Ausbau-Mix auf weniger akkreditierte Erzeugung umschwenkt. Im sich schnell wandelnden MISO-Markt liegt der Wert zunehmend in der Kapazität.

Wichtige 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 sind für 40 % des Anstiegs verantwortlich.
• Das Nachfragewachstum ist im MISO North am höchsten: Die nördlichen Zonen steigern den Energiebedarf bis 2040 um 39 %, im Süden sind es 26 %.
• Gas, Solar und BESS werden schnell eingesetzt, um die Nachfrage zu decken. Zwischen 2026 und 2031 werden 27 GW Gas (meist über die ERAS-Warteschlange), 28 GW Solar und 7 GW BESS gebaut, während 8 GW Kohle vom Netz gehen.
• Rund-um-die-Uhr-Strompreise erreichen 2032 ein Hoch von 66 $/MWh (von 39 $/MWh in 2025) und fallen dann bis 2040 wieder leicht. TB4-Spreads bleiben volatil, erreichen 2029 ein Tief von 40.000 $/MW-Jahr, steigen bis 2032 auf 65.000 $ und halten sich durch die 2030er.
• Die Erlösmöglichkeiten für Batterien verschieben sich von Nebendienstleistungen hin zur Kapazität. Die D-LoL-Regel 2028 reduziert die Kapazitätsgutschrift einer Vier-Stunden-Batterie von 95 % auf 55 % und begrenzt die akkreditierten Einnahmen bis 2040 auf 2,50 $/kW-Monat.

Lastwachstum zählt zu den stärksten unter den ISOs

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

Großverbraucher treiben 60 % des Nachfragewachstums in MISO

Großverbraucher – allen voran Rechenzentren – bestimmen den Großteil des neuen Bedarfs. Ihr Energieverbrauch soll von 34 TWh im Jahr 2027 auf 218 TWh bis 2035 steigen, danach mit 1,5 % pro Jahr langsamer wachsen.

Allein dieser frühe Anstieg sorgt bis 2035 für 21 GW zusätzliche Grundlast, was 40 % des Spitzenanstiegs von 50 GW ausmacht. Elektrofahrzeuge sind ein weiterer Treiber, ihr Verbrauch steigt von 7 TWh auf 50 TWh bis 2040. Die konventionelle Industrie bleibt das größte Segment, wächst aber moderater von 232 TWh auf 280 TWh.

Nachfragewachstum im MISO North um 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, wodurch deren Anteil am Gesamtbedarf im Prognosezeitraum steigt.

LRZ 1 und 2 führen das Spitzenlastwachstum in 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 %, LRZ 5 (Missouri) mit 33 %. LRZ 9 (Louisiana/Texas) ist der größte Treiber im Süden mit +26 %. Wechseln Sie die Karte nach Jahr, um die Entwicklung zu verfolgen.

MISO baut Gas, Erneuerbare und Batteriespeicher

Die Angebotsseite ist ein Mix aus thermischer Erzeugung, Erneuerbaren und Speichern. Neue Kapazitäten werden vorgezogen: Allein 2027 kommen 4,4 GW Solar, 3,7 GW Wind, 3,4 GW Batterien und 2,9 GW Gas hinzu, während 2,7 GW Kohle stillgelegt werden. Insgesamt werden 2026-2031 27 GW Gas, 28 GW Solar und 7 GW Batterien gebaut.

Das MISO ERAS-Programm beschleunigt Gaskraftprojekte

22 GW dieses thermischen Ausbaus erfolgen über das ERAS-Programm von MISO. 80 % der Gaskapazitäten verfügen bereits über feste Anschlussvereinbarungen und bestehen mit 100 % Erfolgsquote.

Im Vergleich dazu wurden in der Standardwarteschlange historisch 73 % der Projekte zurückgezogen. Der Ausbau fest verfügbarer Gaskapazitäten reduziert im Prognosezeitraum Knappheitsereignisse und begrenzt, wie stark Preisspreads steigen können.

Zwei Ausbaustrategien: MISO North versus South

Beim Kapazitätsmix unterscheiden sich die beiden Märkte am stärksten. Im Süden wird Gas auf eine ohnehin gaslastige Flotte draufgesattelt. Die Gaskapazität steigt von heute 91 % der regionalen Spitze auf über 125 % bis Ende der 2030er. Im Gegensatz dazu sinkt der Kohleanteil nur von 18 % auf 11 %.

Im Norden wird der zusätzliche Bedarf mit Erneuerbaren statt thermischer Erzeugung gedeckt. Die Kohlekapazität sinkt von heute 40 GW (43 % der Spitze) auf 31 GW (28 %) bis 2030 und auf 13 GW (10 %) bis 2040 – ein Rückgang um 27 GW im Prognosezeitraum. Die BESS-Kapazität steigt von 1 GW heute auf 14 GW (12 % der Spitze) bis 2030 und pendelt sich bei 19 GW (14 %) bis 2040 ein.