MISO besteht eigentlich aus zwei Märkten, MISO Nord und MISO Süd, die durch eine übertragungsvertraglich gesicherte Leitung verbunden sind. Beide stehen vor schnellem Nachfragwachstum, gehen den Ausbau der Erzeugung aber unterschiedlich an. Im Norden werden Kohlekraftwerke stillgelegt und erneuerbare Energien sowie Speicher gebaut, während im Süden Grundlast-Kraftwerke – überwiegend durch das Expedited Resource Addition Study (ERAS) Programm von MISO – hinzukommen.

Die Spitzenlast, heute bei 124 GW, wächst in den nächsten 15 Jahren um 50 GW. Das ist mehr als in der MISO-Langfristprognose 2024 (LTLF) angenommen, die von 1,6 % jährlichem Spitzenlastwachstum ausging – nun werden 2 % erwartet.

Mit wachsender Last bleiben die Top-Bottom 4-Stunden (TB4) Spreads in einer Bandbreite, sinken mit neuem Angebot in den späten 2020ern und steigen dann in den 2030ern wieder. Die Märkte für Systemdienstleistungen füllen sich schnell, da Batteriespeicher skalieren, wodurch die Preise stark fallen. Die Kapazitätsmärkte sind der Hauptumsatzbringer. Eine Welle an fest zugesagtem ERAS-Gas hält die Preise bis in die späten 2020er niedrig – trotz einer Akkreditierungsänderung 2028, die die Kapazitätsgutschrift für Batterien senkt – bevor die Preise in den frühen 2030ern wieder steigen, wenn der Ausbau-Mix zu weniger akkreditierten Technologien wechselt. Im sich rasant verändernden MISO-Markt liegt der Wert zunehmend in der Kapazität.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Spitzenlast wächst im Schnitt um 2 % pro Jahr – 50 GW zusätzliche Last in 15 Jahren, davon 30 GW bis Anfang der 2030er. Rechenzentren verursachen 40 % des Anstiegs.
• Das Nachfragwachstum ist im MISO Nord am höchsten: Die nördlichen Zonen steigern den Energiebedarf bis 2040 um 39 %, im Süden sind es 26 %.
• Gas, Solar und BESS werden zügig ausgebaut, um die Nachfrage zu decken. Der Ausbau 2026-2031 umfasst 27 GW Gas (größtenteils 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 Höhepunkt (von 39 $/MWh in 2025) und sinken bis 2040 wieder. 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 verlagern sich von Systemdienstleistungen hin zur Kapazität. Die D-LoL-Regel 2028 reduziert die Kapazitätsgutschrift einer 4-Stunden-Batterie von 95 % auf 55 %, wodurch die akkreditierten Einnahmen bis 2040 auf 2,50 $/kW-Monat gedeckelt werden.

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 %. Prozentual ist MISO nicht der am schnellsten wachsende ISO, startet aber von einer viel größeren Basis von 120 GW. Damit gehört das Nachfragwachstum in GW zu den größten im Land.

Großverbraucher treiben 60 % des MISO-Nachfragwachstums

Großverbraucher, angeführt von Rechenzentren, verursachen den Großteil der neuen Nachfrage. Ihr Energiebedarf steigt laut Prognose von 34 TWh in 2027 auf 218 TWh bis 2035, danach langsamer mit 1,5 % pro Jahr.

Allein dieser frühe Anstieg bringt bis 2035 zusätzliche 21 GW nahezu grundlastähnliche Nachfrage, das sind 40 % des Spitzenanstiegs von 50 GW. Elektrofahrzeuge sind der andere große 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.

Nachfragwachstum im MISO Nord 51 % höher

Das Nachfragwachstum 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 an der Gesamtnachfrage im Prognosezeitraum steigt.

LRZ 1 und 2 führen das Spitzenlastwachstum 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 %. Über die Jahresauswahl in der Karte lässt sich die Entwicklung nachvollziehen.

MISO baut Gas, Erneuerbare und Speicher aus

Die Versorgung reagiert mit einem Mix aus thermischer Erzeugung, Erneuerbaren und Speicher. Neue Projekte werden frühzeitig umgesetzt: Allein 2027 kommen 4,4 GW Solar, 3,7 GW Wind, 3,4 GW Speicher und 2,9 GW Gas hinzu, während 2,7 GW Kohle vom Netz gehen. Insgesamt entstehen im Zeitraum 2026-2031 27 GW Gas, 28 GW Solar und 7 GW Speicher.

Das MISO ERAS-Programm beschleunigt Gasprojekte

22 GW dieses thermischen Ausbaus laufen über das ERAS-Programm. 80 % der Gasprojekte verfügen bereits über feste Netzanschlussverträge und erreichen eine 100%ige Erfolgsquote.

Im Vergleich dazu wurden in der Standard-Warteschlange historisch 73 % der Projekte zurückgezogen. Der Ausbau fest zuschaltbarer Gaskraftwerke reduziert Knappheitssituationen in der Prognose und begrenzt, wie weit sich Energiespreads ausweiten können.

Zwei Ausbaugeschichten: MISO Nord vs. Süd

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

Im Norden wird das Nachfragwachstum mit Erneuerbaren statt mit neuen Thermalkraftwerken gedeckt. Die Kohlekapazität fällt von heute 40 GW (43 % der Spitzenlast) auf 31 GW (28 %) bis 2030 und auf 13 GW (10 %) bis 2040 – insgesamt werden im Prognosezeitraum 27 GW Kohle stillgelegt. Die BESS-Kapazität steigt von 1 GW heute auf 14 GW (12 % der Spitzenlast) bis 2030 und auf 19 GW (14 %) bis 2040.