Batterien im SPP South hatten im Juni 2026 das Potenzial, 9,96 $/kW-Monat zu verdienen, was etwa 119 $/kW-Jahr auf Jahresbasis entspricht.

Das ist ein Rückgang gegenüber 12,20 $/kW-Monat im Mai 2026.

Eine Batterie mit perfektem Marktblick am South Hub erzielte 78,6 % ihrer Einnahmen durch Regelenergie. Day-ahead Regulation Up wurde mit 12,35 $/MW abgerechnet – der höchstbezahlte Nebendienst des RTO.

RTO West zeigt weiterhin das höchste Einnahmepotenzial und übertrifft sowohl South als auch North. Dieser Vorsprung resultiert fast ausschließlich aus Nebendienstleistungen, bei denen im Westen sowohl Regulation Down als auch Spinning Reserves höher vergütet wurden.

Doch diese Chance ist begrenzt. SPP West ist ein kleiner Markt mit geringer Erzeugung und Last. Die höheren Clearing-Preise spiegeln einen frühen, wenig umkämpften Markt wider und nicht einen tiefen Einnahmenpool. Die meisten betriebenen Batterien im SPP befinden sich derzeit im Süden.

Der Rest dieser Analyse zeigt, was im Juni 2026 das Einnahmepotenzial für Batteriespeicher im SPP getrieben hat.

Um mehr über die Preisunterschiede beim Start von RTO West zu erfahren, lesen Sie den SPP Benchmark-Bericht Mai 2026.

Regelenergie machte 80 % der simulierten Einnahmen im Juni 2026 aus

Nebendienstleistungen machten im Juni 80 % der modellierten Einnahmen aus, wobei allein die Regelenergie 78 % des Gesamtergebnisses stellte.

Die Day-ahead Regulation Up-Preise lagen im Juni im Schnitt bei 12,35 $/MW, ein Anstieg von 1,8 % im Jahresvergleich – das teuerste Produkt im Stack. Dieser Service ermöglicht es dem Systembetreiber, Engpässe in der dominanten Windproduktion auszugleichen. Die hohen Vergütungen spiegeln den Einsatz von flexiblem Gas, Kohle und Wasserkraft wider, um kurzfristige Ungleichgewichte zu beheben.

Die Day-ahead Spinning Reserve fiel um 22 % auf 3,8 $/MW, und die Day-ahead Ramp Up sank um 38,9 %.

Lesen Sie unseren Leitfaden zu den Nebendienstleistungen im SPP, um mehr darüber zu erfahren, wie Batterien an den einzelnen Märkten teilnehmen.

Day-Ahead-TB4-Spreads im SPP South sanken auf 4,7 $/kW

Day-ahead TB4-Preisunterschiede messen den Wert, eine Batterie zwischen den vier teuersten und vier günstigsten Stunden eines Tages zu laden und zu entladen.

Im Juni erzielte eine 4-Stunden-Batterie mit perfektem Marktblick durch einen Zyklus pro Tag im SPP South 4,75 $/kW-Monat, ein Rückgang von 11,2 % gegenüber dem Vorjahr. SPP North lag bei 4,42 $/kW-Monat (minus 1,8 %), SPP West bei 3,66 $/kW-Monat.

Im Real-Time-Markt summierten sich die TB4s auf 7,34 $/kW-Monat im Süden, 6,47 $/kW-Monat im Norden und 9,19 $/kW-Monat im neuen RTO West.

Für Batterien bieten die Preisschwankungen im Real-Time-Markt die größten Arbitragemöglichkeiten. Diese Spreads entstehen jedoch durch kurzfristige Ausfälle in der dominanten Windstromerzeugung des RTO. Die Preise schnellen für kurze Fünf-Minuten-Intervalle in die Höhe.

Betreiber, die diese Chancen nutzen wollen, müssen Ladung und Entladung präzise prognostizieren und timen – im Gegensatz zu solar-dominierten Netzen, wo Tagestief und -hoch besser vorhersehbar sind.

Wenige Tage bestimmten den Monat. Am 17. Juni lagen sowohl SPP South als auch SPP West im obersten Dezil. Der tägliche TB4-Spread erreichte 307 $/MW im Süden und 216 $/MW im Westen. Der größte Tag für SPP North war der 30. Juni: Mit 370 $/MW war dies der weiteste tägliche TB4-Spread des Monats an allen Hubs.

Steigende Windenergie senkte die Nettolast um 6 % gegenüber dem Vorjahr

Die Windstromerzeugung lag im Schnitt bei 14,3 GW – ein Plus von 19 % im Jahresvergleich. Kohle sank um 7 %, Gas blieb etwa konstant und Solar stieg von kleinem Niveau um 125 %.

Während die Nachfrage weiter steigt, wächst die Windstromerzeugung noch schneller. Die durchschnittliche SPP-Last stieg um 3,5 % auf 36,8 GW, die Spitzenlast erreichte 51,4 GW. Die Nettolast sank jedoch um 6,1 % auf 21,8 GW. Der zusätzliche Wind hat das Lastwachstum des Jahres mehr als ausgeglichen.

Überschüssige Windenergie hat das Lastwachstum mehr als aufgenommen, sodass das Netz weniger thermische Kraftwerke als im Vorjahr einsetzen musste – was die Spitzenpreise senkte.

​Der 17. Juni bot die höchsten Preisunterschiede sowohl im Süden als auch im Westen. Ein windstarkes, tiefes Nettolast-Tal traf auf einen steilen Anstieg am Abend. Der stärkste einzelne Nettolast-Anstieg des Monats betrug 4.915 MW innerhalb einer Stunde.