​Der Wintersturm Fern traf MISO vom 23. bis 26. Januar 2026 und brachte einige der kältesten Temperaturen seit Jahrzehnten in den oberen Mittleren Westen. Grand Rapids verzeichnete am 24. Januar -19°F, Minneapolis erreichte am 23. Januar -21°F und Flint kam auf -24°F – nur ein Grad über dem Allzeitrekord.

MISO war auf das Schlimmste vorbereitet: Das Übertragungsnetz hielt stand, und es kam zu keiner Abschaltung von Verbrauchern aufgrund von Erzeugungsengpässen.

Die Preise erzählten jedoch eine komplexere Geschichte: In Minnesota stiegen die Realzeit-LMPs auf das 5,3-Fache des historischen P99-Niveaus – das heißt, die Preise lagen mehr als fünfmal über dem 99. Perzentil der stündlichen Preise des Vorjahres. In Louisiana hingegen überschritten sie die normalen Winterwerte nur leicht mit dem 1,4-Fachen des P99 – immer noch bemerkenswert, aber deutlich weniger extrem. Die Unterschiede lassen sich durch die Vielfalt der Brennstoffe und regionale Übertragungsengpässe erklären.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Realzeitpreise in Minnesota erreichten $1.351/MWh, während Louisiana bei $314/MWh lag. Diese vierfache Differenz spiegelt Übertragungsengpässe wider, die günstige Erzeugung daran hinderten, nach Minnesota zu gelangen.
• Gas und Kohle stellten 69% der Erzeugung. Weniger effiziente Spitzenlastkraftwerke mit höheren Brennstoffkosten trugen zu den Preisspitzen in betroffenen Regionen bei.
• BESS-Betreiber hatten die größten Chancen im MISO North. Minnesotas TB4-Realzeitspreizung lag am 23. Januar bei $2.873/MW-Tag, verglichen mit $650-730/MW-Tag im MISO South.
• Ein 200 MW, 4-Stunden-BESS am Minnesota Hub hätte am 23. Januar etwa $2.875/MW-Tag verdient – 4,5-mal mehr als das gleiche Asset in Louisiana mit $640/MW-Tag.

​So verlief der Sturm im MISO-Netz

​Die Belastung kam schnell, und die Märkte reagierten in Phasen:

• 23. Januar: Die Nachfrage überstieg die Prognose um 3.100 MW. Die Preise schossen am Abend in die Höhe – Minnesota erreichte um 18 Uhr $1.247/MWh.
• 24. Januar: Die Day-Ahead-Märkte preisten die Belastung mit $366-420/MWh ein. Wind schwankte von 2.900 MW über Nacht auf 19.500 MW am Morgen. Gaskraftwerke glichen die Schwankungen aus.
• 26. Januar: Die Märkte überkorrigierten. Die Nachfrage lag 3.600 MW unter der Prognose, da Händler die anhaltende Kälte überschätzten.

​Die Day-Ahead-Märkte taten sich schwer, regionale Unterschiede korrekt zu bewerten. DA unterschätzte den Minnesota Hub am Höhepunkt um $894/MWh, während der Louisiana Hub um $712/MWh überschätzt wurde – ein Prognosefehler von $1.600/MWh zwischen Nord und Süd.

Für BESS-Betreiber bieten diese DA-RT-Spreads zusätzliche Erlöspotenziale über das reine Arbitragegeschäft hinaus.

​Die Preise im Norden und Süden unterschieden sich um den Faktor vier

Die Preisdifferenz spiegelt die besondere Geografie von MISO wider. Die Nord-Süd-Beschränkung ist vertraglich, nicht physisch bedingt.

Als Entergy 2013 MISO beitrat, gab es nur etwa 1.000 MW direkte Übertragungskapazität zwischen den Regionen; der Rest floss über die Systeme von SPP und TVA. Eine Einigung aus dem Jahr 2016 begrenzte die Übertragungen auf 3.000 MW nach Norden und 2.500 MW nach Süden. Während Fern blieb günstigere Erzeugung gefangen, während die Preise anderswo explodierten.

​Der durchschnittliche Realzeit-LMP in Minnesota während des Sturms lag bei $206/MWh. Illinois kam auf $118/MWh. Die Differenz von 75% ist auf Engpässe zurückzuführen: Minnesota verzeichnete durchschnittlich +$31/MWh Engpasskosten, während Illinois bei -$42/MWh lag. Illinois konnte auf günstigere Erzeugung zugreifen, während Minnesota hinter Übertragungsengpässen festsaß.

Diese Unterschiede sind entscheidend für die Standortwahl von BESS. Eine Batterie in Minnesota hätte den Preissprung auf $1.351/MWh mitgenommen. Dasselbe Asset in Louisiana hätte $314/MWh erzielt. Der Standort entschied über eine vierfache Differenz der Spitzenumsätze.

​Brennstoffvielfalt verhinderte ein zweites Wintersturm-Uri-Szenario

Das prägende Merkmal von Wintersturm Uri – der 2021 in Texas zu großflächigen Stromausfällen führte – waren ungeplante Ausfälle thermischer Kraftwerke durch Brennstoffmangel oder Anlagenprobleme. Über 40% der Gas- und Kohlekapazität fielen aus. Bei Fern war das anders: MISO meldete Ausfallraten von deutlich unter 10%, also nur einen Bruchteil der Ausfälle bei Uri.

​Gaskraftwerke fuhren flexibel hoch und stellten 36% der gesamten Erzeugung während des Sturms. Kohle trug weitere 33% bei. Kernkraft blieb konstant bei 13% und sorgte für Grundlaststabilität. Die Abhängigkeit von thermischer Erzeugung, insbesondere weniger effizienten Gaskraftwerken für Spitzenlast, führte in Engpassregionen zu höheren Preisen.

Windenergie zeigte sich volatil, war aber insgesamt positiv. Die Erzeugung schwankte stündlich zwischen 2.900 MW und 22.900 MW und setzte das Netz unter Stress. Gaskraftwerke glichen die Schwankungen aus und reduzierten ihre Leistung bei Windspitzen um 43%. Der Energiemix funktionierte, weil er flexibel war.

​Drei Erkenntnisse sind für BESS in MISO entscheidend:

• Sturmerträge sind real, aber standortabhängig. Minnesota bot $2.873/MW-Tag TB4-Spreads, während Mississippi $678 erreichte. Gleicher Sturm, gleiches Wochenende, vierfache Renditeunterschiede.
• Netzverbesserungen haben die Extremwerte verringert. Bei Uri lagen die TB4-Spreads in Minnesota über $10.000/MWh. Fern brachte $2.873. Seit 2021 haben Winterfestmachung und Brennstoffverträge extreme Preisspitzen reduziert. Nicht mehr mit Uri kalkulieren.
• Engpassmuster sind vorhersehbar. Minnesotas durchschnittlicher Engpass von +$31/MWh gegenüber -$42/MWh in Illinois spiegelt eine Netzstruktur wider, die sich auch bei Belastungen zeigt. Standorte sollten entsprechend gewählt werden.

​BESS ist genau für diese Art von Volatilität gemacht.

Im Gegensatz zu Gaskraftwerken, die im Winter mit Brennstofflieferungsrisiken und hohen Rohstoffkosten kämpfen, reagieren Batterien in Sekunden statt in Minuten. Im großen Maßstab würde das Entladen von BESS in Knappheitsstunden die Spreads selbst verringern – Wert abschöpfen und gleichzeitig die Systemkosten senken.