Abendliche Lastanstiege in der zweiten Maihälfte, verstärkt durch mehrere Tage mit extremem Wetter, prägten den Mai 2026 im MISO.

Die Echtzeitpreise in der Indiana-Zone (LRZ6) erreichten während der 18-Uhr-Stunde am 27. Mai mit 484 $/MWh ihren Höchststand – mehr als das 14-fache des monatlichen Indiana-Echtzeitdurchschnitts von 34 $/MWh. Zwischen dem 17. und 27. Mai lagen neun Stunden über 200 $/MWh, verteilt auf abendliche Lastanstiege und einen ungewöhnlichen Preissprung am Mittag des 18. Mai.

TB4-Spreads weiteten sich in allen nördlichen Zonen aus, wobei Indiana in Echtzeit 237 $/MW-Tag erreichte. Diese TB4-Spreads stiegen im Jahresvergleich um 65 %, während der Nord-Süd-Unterschied stabil blieb.

Wichtigste Erkenntnisse

• Indiana (LRZ6) führte die Echtzeit-Top-Bottom-Spreads mit 237 $/MW-Tag an, ein Anstieg um 65 % gegenüber dem Vorjahr. Die nördlichen Zonen lagen bei den TB4-Spreads im Day-Ahead-Segment im Schnitt 39 % über MISO South.
• Die Echtzeitpreise erreichten am 27. Mai einen Höchstwert von 484 $/MWh, doch verteilte sich der Wert des Monats auf mehrere Abende statt auf ein einzelnes Knappheitsereignis.
• Die Solarstromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 55 % auf durchschnittlich 6,1 GW und erreichte ihren Höchstwert mit 14,4 GW zur Mittagszeit. Neue Solaranlagen verstärkten den abendlichen Lastanstieg, der die erhöhten Abendpreise im Mai verursachte.
• Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 18 $/MWh, etwa das Siebenfache der Day-Ahead-Spinning Reserve, und bleibt damit das attraktivste Nebenprodukt für MISO-Speicher.

Preise und Spreads im Mai: Nord-Süd-Gefälle im MISO

Die Zonen Indiana (LRZ6) und Lower Michigan (LRZ7) führten im Day-Ahead-Handel mit rund 34 $/MWh, während der Süden niedriger lag. Arkansas (LRZ8) lag bei 25 $/MWh, ein Abschlag von 8 $/MWh.

Diese Lücke wurde bei den Top-Bottom-Spreads noch größer. Die nördlichen Zonen erzielten im Schnitt 128 $/MW-Tag TB4-Spreads, 39 % über MISO South. Indiana führte die Echtzeit-TB4-Spreads mit 237 $/MW-Tag an (plus 65 %), gefolgt von Minnesota (LRZ1) mit 220 $/MW-Tag und Illinois (LRZ4) mit 218 $/MW-Tag.

Im Mai gab es im MISO South kaum Knappheitsereignisse. Arkansas lag im Echtzeitvergleich stabil bei 117 $/MW-Tag, und Mississippi (LRZ10) fiel auf 124 $/MW-Tag.

Die Zone Louisiana/Texas (LRZ9) sank von 463 $/MW-Tag im Mai 2025 auf 154 $/MW-Tag. Ein Lastabwurf in LRZ9, ausgelöst durch Netzengpässe, hob den Mai-2025-Durchschnitt dieser Zone auf mehr als das Dreifache anderer MISO-Süd-Zonen.

Die strukturelle Lücke spiegelt eine höhere Industriedichte und begrenzte Importmöglichkeiten im Norden gegenüber einem Überangebot an Gas-Kapazitäten an der Golfküste im Süden wider. Eine 100-Megawatt-Batterie mit vier Stunden Laufzeit erzielte durch Arbitrage im Echtzeitmarkt etwa 12.000 $/Tag mehr in Indiana als in Arkansas. Daher ist die Standortwahl innerhalb des MISO wichtiger als fast alle anderen Erlöshebel.

Wo lag der tatsächliche Wert im Mai?

In den Frühlingsmonaten kommt es im MISO selten zu Angebotsknappheit wie in den Wintermonaten, und auch Mai 2026 bildete da keine Ausnahme. Die Wertschöpfung konzentrierte sich auf mehrere Abende in der zweiten Monatshälfte, als sommerliches Wetter frühzeitig einsetzte.

Die größte Knappheitsstunde trat um 18 Uhr am 27. Mai auf, als der Indiana-Echtzeitpreis 484 $/MWh erreichte. Am 19. Mai folgte ein Wert von 452 $/MWh um 20 Uhr.

Der 18. Mai war auffällig durch einen Preisanstieg am Tag: Am späten Vormittag wurden 325 bis 429 $/MWh erzielt, weil der Verbrauch schneller stieg, als die Solarenergie nachliefern konnte. Grund waren hohe Temperaturen und Unwetter im Mittleren Westen, darunter Gewitter und Tornados.

Insgesamt lagen neun Stunden über 200 $/MWh und zwanzig über 100 $/MWh, konzentriert zwischen dem 17. und 27. Mai. Der Day-Ahead-Markt unterschätzte die stärksten dieser Preisspitzen. Am 27. Mai lag der Day-Ahead-Durchschnitt bei 58 $/MWh, während der Echtzeitwert 85 $/MWh erreichte.

Speicher, die ihre Kapazität bis in den Abend hielten, konnten diese Differenz abschöpfen, während bereits verpflichtete Einheiten Wert liegen ließen.

Der Erzeugungsmix verschob sich weiter zu Gas und Solar

Erdgas lag im Mai im Schnitt bei 21 GW, ein Plus von 8 % gegenüber dem Vorjahr. Dieser Anstieg füllte die Lücke, die alternde Kohlekraftwerke hinterließen, deren Erzeugung um 12 % auf 17,8 GW zurückging.

Solarenergie wuchs jedoch prozentual am stärksten. Die Solarstromerzeugung lag im Schnitt bei 6,1 GW gegenüber 3,9 GW im Mai 2025 – ein Anstieg um 55 %, der ein Jahr mit vielen Großanlagen widerspiegelt. Windkraft stieg um 15 % auf 11,7 GW.

Solar erreichte mittags einen Höchstwert von 14,4 GW, was den abendlichen Lastanstieg verstärkte. Die Netto-Last fiel am Vormittag auf 49 GW, als Solar am Maximum lief, und stieg bis 20 Uhr auf 67 GW.

Die Batteriespeicherflotte im MISO war gut auf das solargetriebene Lastprofil eingestellt. Die durchschnittliche Ausspeisung erreichte ihr Ladetief von 350 Megawatt am frühen Morgen und ihren Entladehöhepunkt von 450 Megawatt um 19 Uhr – genau im Fenster des abendlichen Lastanstiegs.

MISO Mai: Erlöse aus Nebenleistungen werden von der Regelenergie dominiert

Day-Ahead-Regelenergie lag im Schnitt bei 18 $/MWh, ein Plus von 7 % zum Vorjahr, und blieb das ertragreichste Nebenprodukt im MISO.

Die Echtzeit-Regelenergie lag bei 17 $/MWh, ein Anstieg um 3 %. Die Day-Ahead-Spinning Reserve fiel jedoch um 46 % auf unter 3 $/MWh, die Day-Ahead-Supplemental Reserve sank um 38 % auf 0,32 $/MWh.

Regelenergie lag im Mai etwa beim Siebenfachen der Day-Ahead-Spinning Reserve. Kapazitäten, die für Reserven gebunden waren, verpassten sowohl die Regelenergieprämie als auch die abendlichen Preisanstiege Ende Mai.

Sommerausblick für BESS im MISO

Das beeindruckende Solarausbau-Tempo im MISO hat die tägliche Netto-Lastkurve so stark beeinflusst, dass selbst an gewöhnlichen Frühlingsabenden Stress auftritt, wenn die Solarproduktion abnimmt. Daher könnte das Cluster der hochpreisigen Abende zwischen dem 17. und 27. Mai zur saisonalen Norm für MISO werden.

Die nördlichen Zonen schneiden weiterhin besser ab als die südlichen. Die Echtzeitspreads über vier Stunden in Indiana, Illinois und Minnesota lagen deutlich über denen im Süden. Die strukturellen Ursachen für diese Lücke – Übertragungsengpässe und geringere Reservepolster im Norden – werden so schnell nicht verschwinden.

Für Speicherbetreiber bestätigt der Mai den Wert, Kapazität bis zum abendlichen Lastanstieg zu halten, die Standortwahl und die weiterhin dominierende Rolle der Regelenergie im MISO-Nebenleistungsmarkt.