Die Entwicklung von Batteriespeichern im Southwest Power Pool (SPP) war bisher begrenzt, obwohl die Region bei der Windkraftdurchdringung in den USA führend ist. In den kommenden Jahren steht jedoch ein Wandel bevor.
Aktuell befinden sich 53 GW an Batteriekapazität in der Warteschlange. Die Stilllegung thermischer Kraftwerke, steigende Nachfrage und das anhaltende Wachstum erneuerbarer Energien werden den Bedarf an neuen Speichern vorantreiben.
Zusammenfassung
- Bis 2030 sollen 10,7 GW Batteriespeicher den kommerziellen Betrieb aufnehmen. Das entspricht nur 20 % der gesamten BESS-Kapazität in der SPP-Warteschlange. Diese Prognose basiert auf stufenabhängigen Abschlussquoten und regionalen Entwicklungszeiträumen.
- Angemeldete Batterien haben im Schnitt eine Laufzeit von vier Stunden – ein Zeichen dafür, dass Entwickler auf maximale Erlöse im bilateralen Resource Adequacy-Markt der SPP abzielen. Vier-Stunden-Batterien sind optimal zur Abdeckung der Abendspitze und zur Einhaltung der Akkreditierungsregeln.
- Die Anschlusswarteschlange der SPP übersteigt 150 GW an Gesamterzeugungskapazität. Der Betreiber führt nun einen jährlichen Cluster-Studienzyklus sowie einen optimierten Surplus Interconnection-Prozess durch, der schnellere Genehmigungen für Hybrid- und Co-Location-Projekte ermöglicht.
- Das Wachstum bei Speichern wird getrieben durch Stilllegung thermischer Kapazitäten (3,6 GW bis 2030), steigende Spitzenlast (+14 % bis 2030) und hohe Erneuerbaren-Durchdringung. Windkraft liefert bereits rund 40 % der jährlichen Stromerzeugung, und der Ausbau von Photovoltaik nimmt Fahrt auf.
Batterien, Solar und Wind dominieren die SPP-Anschlusswarteschlange
Die aktuellen Anschlussdaten der SPP zeigen, dass Entwickler ihren Fokus klar auf Erneuerbare und Speicher legen. Das verdeutlicht, wie schnell sich der Energiemix der Region hin zu Flexibilität und sauberer Kapazität verschiebt.
Erneuerbare Energien dominieren die Warteschlange: Solar und Wind machen zusammen fast die Hälfte der angemeldeten Kapazität aus, wobei über 75 GW voraussichtlich bis 2030 ans Netz gehen.
Batterien folgen mit über 50 GW BESS-Kapazität in der SPP-Warteschlange. In den ersten Jahren führen eigenständige Projekte, doch ab 2027 werden kombinierten Projekte – also Solar oder Wind mit Speicher, in der Warteschlange als „Hybride“ gelistet, aber nicht zwingend DC-gekoppelt – stark zunehmen.
Thermische Projekte machen weniger als ein Viertel der angemeldeten Kapazität aus. Das zeigt klar, dass Entwickler Erneuerbare und Speicher priorisieren. Der Wandel spiegelt sowohl höhere Investitionskosten als auch längere Entwicklungszeiten – inklusive längerer Beschaffungsfristen – für neue thermische Kraftwerke wider. Das verschafft sauberen Energieprojekten einen Wettbewerbsvorteil im aktuellen Markt.
Nur 300 MW Batterien sind in Betrieb, aber die Anschlusswarteschlange übersteigt 50 GW
Der Ausbau von BESS in der SPP konzentriert sich auf das späte Jahrzehnt: 2028 und 2029 markieren die Jahre mit dem höchsten Zubau. Von der gesamten angemeldeten Kapazität sind 60 % als eigenständige BESS-Projekte ausgewiesen. 39 % sind Hybride mit Solar, 1 % Hybride mit Wind.
Das Surplus-Cluster der SPP ermöglicht es Entwicklern, bestehende Anschlusskapazitäten wiederzuverwenden, indem neue Erzeugungs- oder Speicheranlagen zu bestehenden Wind- oder Solarparks hinzugefügt werden. Das Programm wurde eingeführt, um ungenutzte Netzkapazitäten an bestehenden Anschlussstellen besser zu nutzen. Dadurch verkürzen sich Studienzeiten und Kosten für Projekte, die Infrastruktur gemeinsam nutzen können.
Rund 3,3 GW geplanter Speicher, als eigenständig gekennzeichnet, befinden sich in diesem Cluster. Berücksichtigt man diese Surplus-Projekte, sinkt der tatsächliche Anteil eigenständiger BESS-Projekte in der SPP-Warteschlange auf etwa 54 %.
Dies unterstreicht einen wichtigen Trend: Hybridprojekte im Surplus-Cluster gewinnen strategisch an Bedeutung und bieten Entwicklern schnellere Anschlusswege als Neubauprojekte.
12 % der BESS-Projekte in der Anschlusswarteschlange befinden sich in der Spätphase der Entwicklung
Aktuell gibt es in der SPP 6,2 GW an Speicherprojekten in der Spätphase – also solche mit unterzeichnetem Generation Interconnection Agreement (GIA). Diese Projekte haben die höchste Wahrscheinlichkeit, zeitnah gebaut zu werden.
Weitere 10,3 GW befinden sich in der mittleren Entwicklungsphase, das heißt sie durchlaufen die Facility Study oder haben ein ausstehendes GIA.
Die verbleibenden 36,2 GW Kapazität befinden sich noch in frühen Studienphasen (ERAS oder DISIS), wobei die meisten eine Inbetriebnahme zwischen 2028 und 2030 anstreben.
Um einzuschätzen, wie viel dieser Pipeline tatsächlich ans Netz gehen könnte, werden phasenspezifische Abschlussraten angewendet, um den realistisch erreichbaren BESS-Ausbau der SPP zu berechnen.
Der BESS-Ausbau der SPP wird bis 2030 voraussichtlich 10,7 GW erreichen
Die Prognose von Modo Energy für die SPP sieht 2,9 GW betriebsbereiten Speicher bis 2027 und 10,7 GW bis 2030 vor. Die jährlichen Ausbauzahlen reichen von rund 750 MW im Jahr 2026 bis über 3 GW im Jahr 2029 und verlaufen ähnlich wie in etablierten BESS-Märkten wie ERCOT und CAISO.
Während der SPP 2025 Summer Resource Adequacy Report bis 2030 nur 2 GW akkreditierte Speicherkapazität zählt, zeigt die Analyse von Modo Energy einen deutlich schnelleren Ausbau – da ein größerer Anteil von Spätphasenprojekten die DISIS- und GIA-Phasen durchläuft.
Der Unterschied bei den Ausbauprognosen für Batterien liegt sowohl in der Methodik als auch im Zweck. Die SPP-Zahl spiegelt die von Lastverantwortlichen für die Versorgungssicherheit gemeldete, akkreditierte Kapazität wider – also Projekte, die bereits in Betrieb oder fest zur Einhaltung der Reserveanforderungen eingeplant sind. Es handelt sich um eine konservative Planungsbasis, nicht um eine Marktausbauprognose.
Die durchschnittliche Laufzeit von BESS-Projekten liegt bei 4 Stunden
Öffentlich verfügbare Informationen zu den Laufzeiten von BESS in der SPP sind begrenzt, aber erste Hinweise deuten darauf hin, dass Vier-Stunden-Systeme zum Standard werden.
Entwickler dimensionieren ihre Projekte nach den ELCC-Kurven (Effective Load-Carrying Capability) der SPP und den Akkreditierungsregeln für Resource Adequacy, die eine kontinuierliche Entladung von mindestens vier Stunden für die volle Kapazitätsgutschrift verlangen.
Nach dem SPP-Tarif werden Zwei-Stunden-Systeme auf der Vier-Stunden-ELCC-Kurve bewertet und auf 50 % der Nennleistung begrenzt, während Vier-Stunden-Batterien nahezu die volle Gutschrift erhalten können.
Die SPP-ELCC-Studie 2025 rechnete allen Laufzeiten bei der aktuellen Durchdringung (1 GW oder weniger) 100 % der Nennleistung zu. Auch in der Studie 2024 erhielt ein Vier-Stunden-System bei einer 1.000-MW-Installation noch 652 MW Sommer- und 477 MW Winterkapazitätsgutschrift.
Da die ELCC-Werte für kürzere Laufzeiten stark abfallen und der Mehrwert von sechs- oder achtstündigen Systemen gering bleibt, werden Vier-Stunden-Speicher zum wirtschaftlichen Sweet Spot – sie bieten das beste Verhältnis aus Akkreditierungswert, Kosten und planbaren Einnahmen im Resource Adequacy-Markt.
Wie funktioniert der Anschlussprozess in der SPP?
Der Standard-Anschlussprozess für Erzeugungsanlagen
Der Anschlussprozess der SPP nutzt einen Cluster-Studienansatz, bei dem neue Anträge während offener Bewerbungsfenster gebündelt werden. So kann die SPP die kombinierten Netzauswirkungen mehrerer Projekte prüfen und doppelte Studien für einzelne Entwickler vermeiden. Die Projekte durchlaufen drei aufeinanderfolgende Studienphasen, die jeweils höhere finanzielle Sicherheiten erfordern und zweimaligen Rückzug ermöglichen.
Schritt-für-Schritt-Übersicht
- Antragstellung im offenen Fenster
Entwickler stellen während des offenen Bewerbungszeitraums einen Antrag auf Anschluss (Generation Interconnection, GI), inklusive Studiengebühr und erster finanzieller Sicherung.
Der Antrag muss die Projektbereitschaft nachweisen, etwa durch Standortkontrolle, Erzeugungskapazität und geplantes Inbetriebnahmedatum (COD). Projekte, die diese Anforderungen nicht erfüllen, werden nicht in den Cluster aufgenommen.
- Phase 1: Erste Studien und Kostenschätzung
Die SPP führt Netzberechnungen, Kurzschluss- und Systemauswirkungsanalysen durch, um mögliche Engpässe zu identifizieren. Entwickler erhalten einen Phase-1-Bericht mit den Netzauswirkungen und vorläufigen Kostenschätzungen für notwendige Netzverstärkungen.
- Entscheidungspunkt 1
Nach Auswertung der Phase-1-Ergebnisse entscheiden Entwickler, ob sie fortfahren oder sich zurückziehen. Für die Fortsetzung ist eine weitere finanzielle Sicherheit zu hinterlegen, was das Engagement unterstreicht und spekulative Anträge aussortiert. Wer sich hier zurückzieht, verliert einen Teil der Anzahlung; wer weitermacht, geht höhere Verpflichtungen ein.
- Phase 2: Verfeinerte Netz- und Stabilitätsstudien
In der zweiten Runde werden detaillierte Kurzschluss-, Stabilitäts- und Anlagenanalysen in Abstimmung mit dem Netzbetreiber durchgeführt. Entwickler erhalten genauere Kostenschätzungen – meist mit einer Genauigkeit von ±20 %. - In dieser Phase können sich die Kosten je nach regionaler Netzbelastung deutlich verändern, insbesondere in überlasteten Gebieten wie West-Kansas oder dem Oklahoma Panhandle.
- Entscheidungspunkt 2
Entwickler können sich weiterhin zurückziehen, fortsetzen oder das Projekt anpassen. Für den Übergang in die letzte Phase ist die Hinterlegung der Financial Security 3 erforderlich, die den Anteil an den Netzverstärkungskosten abdeckt.
- Anlagenstudie und Anschlussvertrag
Die abschließende Studie definiert die konkreten Netzverstärkungen und zugehörigen Kosten.
Nach Annahme unterzeichnet der Entwickler einen GIA mit der SPP und dem Netzbetreiber – ein verbindlicher Schritt, der das Projekt offiziell an den Bau bindet.
Zu diesem Zeitpunkt muss das Projekt auch den Standortnachweis und den weiteren Entwicklungsfortschritt belegen.
Der Surplus Interconnection-Prozess
Die SPP bietet außerdem einen schnelleren, gezielteren Anschlussweg: den Surplus Interconnection-Prozess, der greift, wenn bestehende Anlagen (z. B. Wind- oder Solarparks) ungenutzte Anschlusskapazitäten haben.
Ein neuer Erzeuger, etwa eine Batterie, kann diese freie Kapazität über einen Surplus Interconnection Agreement (SIA) nutzen, anstatt einen vollständigen GIA zu durchlaufen. Es sind keine neuen Netzverstärkungen nötig, da das Projekt innerhalb des bestehenden Anschluss-Punktes (POI) betrieben wird.
Das Entscheidende: Die Bearbeitungszeit ist deutlich kürzer – meist 6 bis 12 Monate statt mehrerer Jahre. Damit ist dieses Verfahren eine Schlüsseloption für Entwickler, die schnellere Marktzugänge oder Hybrid-Co-Location anstreben.
Dieser Artikel ist Teil einer zweiteiligen Serie. Im nächsten Beitrag werden die in Betrieb befindlichen und späten Batterieprojekte der SPP näher betrachtet – mit einer Analyse ihrer Standorte, Kapazitäten, Lieferanten und Eigentümerstrukturen, um die Speicherlandschaft der Region abzubilden.
Bei Fragen zum Inhalt dieses Artikels wenden Sie sich an den Autor unter alex.dediego@modoenergy.com. Weitere Informationen zu Modo Energys Forschung und Abonnements finden Sie hier.
