4-Stunden-Batterien im SPP South werden voraussichtlich im Jahr 2027 Einnahmen von 188 $/kW-Jahr erzielen, angetrieben durch knappe Kapazitätsreserven und nicht gesättigte Regelenergieprodukte.

Die Einnahmen sinken bis 2030 auf 120 $/kW-Jahr, da sich diese Märkte stabilisieren, und pendeln sich bis 2050 bei 66 $/kW-Jahr ein.

Doch welche Marktgrundlagen treiben diese Einnahmen an?

Modo Energys SPP BESS Umsatzprognose ist jetzt verfügbar

Nutzer können zwei Prognosen kostenlos durchführen in der Prognosebibliothek.

Lesen Sie die SPP-Methodik, um mehr über die Prognose zu erfahren, oder buchen Sie eine Demo, um Ihre Ergebnisse mit unserem Modellierungsteam zu besprechen.

Zusammenfassung für Führungskräfte

In den nächsten zehn Jahren erwartet SPP ein Lastwachstum von 20 GW durch Elektrifizierung von Öl und Gas im Permian Basin und einen Zustrom von KI-Rechenzentren. Gleichzeitig werden Kohlekraftwerke mit einer Kapazität von 7 GW stillgelegt.

Der RTO prognostiziert mögliche Lastabwurfereignisse, falls der Netzausbau nicht mit den neuen Lastanträgen Schritt hält.

Der wirtschaftlichste Weg für SPP, diesen Anstieg zu bewältigen, ist eine Kombination aus Wind, Erdgas sowie erstmals Solarenergie und Batterien.

Die Prognose zeigt, dass SPP bis 2035 37 GW Solarenergie und 26 GW Windkraft hinzufügen wird. Batterieprojekte durchlaufen in Wellen die beschleunigten Surplus- und CPP-Anschlusswarteschlangen, um diese Kapazität abzusichern.

Bis 2030 könnte die Batteriespeicherkapazität auf 19 GW steigen, von weniger als 1 GW heute.

Lesen Sie weiter, um zu verstehen, was die Batterieerlöse in der neuesten Ausgabe der Modo Energy SPP BESS Umsatzprognose antreibt.

​​Navigieren Sie zu den folgenden Abschnitten

• Lastwachstum
• Ausbau und Stilllegungen
• Erzeugungsmix
• Preisspannen und ATCs
• Kapazitätspreise der Versorgungssicherheit
• Sättigung der Systemdienstleistungen
• Umsatzprognosen

SPP-Spitzenlast steigt bis 2050 auf 102 GW

Der Integrierte Übertragungsplan 2026 von SPP prognostiziert, dass die Sommer-Spitzenlast im Szenario Zukunft 1 von 56 GW auf 91 GW bis 2035 steigen wird.

Wird diese Entwicklung fortgeschrieben, sollte die Sommer-Spitzenlast bis 2050 auf 102 GW wachsen. Im Winter bleibt das Wachstum verhaltener, der Höchstwert steigt von 51 GW auf 80 GW bis 2050.

Der Großteil dieses Wachstums stammt von Spot-Lasten: große Einzelanschlüsse für Industrie- und Rechenzentrumskunden.

2025 beantragten Entwickler 30 GW für diese neuen Großverbraucher, gegenüber 11 GW ein Jahr zuvor.

43 % der Spot-Lasten entfallen auf die Elektrifizierung von Öl und Gas rund um das Permian Basin.

Die nächste große Quelle und der jüngste Zuwachs kommen von Rechenzentren.

Die Meldungen der Übertragungsnetzbetreiber zeigen, dass das Wachstum im Versorgungsgebiet von SPS am schnellsten ist.

Dieses erwartete Wachstum ist mit dem Tempo der geplanten Netzausbauten nicht vereinbar, und SPP warnt vor möglichen Lastabwürfen im Südwesten.

Wie schnell die Lasten tatsächlich entstehen, hängt davon ab, wie sie ans Netz angeschlossen werden. Die neue Anschlussrichtlinie für Großverbraucher des RTO soll einen Teil des Engpasses beseitigen.

HILLGA verzögert beobachtete Nachfrage aus Spot-Lasten um fünf Jahre

Am 14. Januar 2026 hat die FERC HILLGA genehmigt als einen der SPP-Pfade für den Anschluss von High-Impact Large Loads (HILLs): Spot-Lasten mit mindestens 50 MW an einem Punkt.

Anstatt auf Netzausbauten zu warten, koppeln sich HILLs mit nahegelegenen Erzeugern. Sie nehmen für die ersten fünf Jahre einen vertraglichen Service in Anspruch, bevor sie auf feste Netzversorgung umstellen.

Dieses "Bring-your-own-generation"-Modell ermöglicht es Spot-Lasten, die Prüfzeiten zu verkürzen und schneller ans Netz zu gehen, während der beobachtete Spitzenlastwert im Netz niedrig bleibt, bis der Netzausbau abgeschlossen ist.

HILLGA dürfte bis zu 5,2 GW beobachtetes Lastwachstum für fünf Jahre verzögern, um Lastabwürfe in Engpassregionen wie SPS zu verhindern.

Kohlerückbau schafft Platz für 107 GW erneuerbare Energien und Erdgas bis 2035

Versorgungsunternehmen setzen auf Batterien, Solar, Wind und Erdgas als wirtschaftlichste Lösung für das Lastwachstum.

Insgesamt sieht SPP bis 2035 einen Zubau von 107 GW neuer Kapazität. Rund 50 GW werden zwischen 2026 und 2030 angeschlossen, weitere 57 GW zwischen 2031 und 2035. Dieses Tempo halbiert sich danach auf 20–32 GW alle fünf Jahre bis 2050.

Kohle macht heute 20 % der installierten Kapazität im SPP aus.

In den kommenden zehn Jahren sollen davon bis zu 7 GW stillgelegt werden. Weitere 8 GW alternder Anlagen folgen bis 2050.

Erdgas schließt diese Lücke an gesicherter Kapazität, um das Lastwachstum abzudecken.

SPPs Expedited Resource Adequacy Study (ERAS) beschleunigt 9,4 GW gesicherte Erdgaskapazität. Diese von Versorgern unterstützten Projekte sollen 2029–2030 in Betrieb gehen.

Insgesamt werden bis 2035 23 GW Gas zugebaut, mit einem Höhepunkt von 16 GW zwischen 2031 und 2035. Danach kommen 3–7 GW pro Fünfjahresblock hinzu, insgesamt rund 40 GW bis 2050.

Dieser vorgezogene Ausbau zur Deckung neuer Lasten gilt auch für Erneuerbare.

Wind ist seit zwei Jahrzehnten die dominierende neue Stromquelle im SPP.

Der RTO liegt im Windgürtel der Great Plains, der das stärkste Onshore-Windpotenzial der USA bietet. Hohe Auslastungsfaktoren machten Wind historisch zur wirtschaftlichen Wahl.

Übertragungskorridore entlang der Ost-West-Lastaufteilung haben dieses Muster gefestigt, so dass die installierte Windleistung von 3 GW auf 34 GW verzehnfacht wurde.

Das nächste Jahrzehnt wird vom Solarwachstum geprägt sein.

Solar wird voraussichtlich bis 2035 rund 37 GW beitragen, begleitet von weiteren 26 GW Windkraft.

Wie in ERCOT ist dieser Zubau nicht das Ergebnis staatlicher RPS- oder CO2-Ziele, sondern basiert auf Ressourcenpotenzial und günstigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, unterstützt durch bundesstaatliche Steuergutschriften.

Batterien sorgen für die Absicherung dieser Kapazitäten. Zwischen 2026 und 2030 werden etwa 18 GW Speicher in einer Welle zugebaut.

Dieses Timing spiegelt die aktuelle Anschlusswarteschlange und die sich verschärfende Kapazitätsbilanz wider. Mit enger werdenden Reservemargen und steigenden Kapazitätspreisen kommen Speicher als gesicherte Kapazität neben Erdgas hinzu.

Die Surplus Interconnection Queue von SPP hat bereits einen beschleunigten Weg für diese frühen Projekte geschaffen, bestehende Netzanschlüsse zu nutzen und die Lasttragfähigkeit der volatilen Erneuerbaren zu erhöhen.

Das Nettoergebnis ist eine deutliche Abkehr von der Grundlast aus Kohle hin zu einem System aus Erneuerbaren, Speichern und flexiblem Gas.

Solar erreicht bis 2050 einen Anteil von 20 % am täglichen Erzeugungsmix

Im Prognosezeitraum verschiebt sich der Erzeugungsmix im SPP von Kohle hin zu Solar, Wind, Erdgas und Batterien.

Der Anteil von Solar an der Gesamterzeugung steigt von etwa 1 % im Jahr 2026 auf 14 % bis 2035 und fast 21 % bis 2050, während Kohle von 29 % auf unter 2 % fällt.

Wind, bereits heute mit etwa 36 % die größte Quelle der Region, bleibt führend; die neue Dynamik entsteht durch Solar und die dazugehörigen Batteriespeicher.

Dieser Ausbau verändert den Tagesverlauf grundlegend. Bis 2050 wird Solar voraussichtlich mittags bei etwa 35 GW ihren Höchststand erreichen und am frühen Abend auf unter 4 GW fallen.

Gaskraftwerke fahren abends hoch, um die Spitzenlast nach Sonnenuntergang zu decken – von etwa 20 GW mittags auf 27 GW nach Sonnenuntergang.

Batterien laden während des mittäglichen Solarüberschusses und entladen abends, wobei sie einen Spitzenwert von etwa 9 GW erreichen.

Solar verformt die SPP-Sommerpreiskurve zu Doppelhochs

Der Anstieg der 24/7-Nachfrage führt voraussichtlich zu längeren Laufzeiten für Gaskraftwerke über den Tag hinweg.

Da Gas über mehr Stunden den Preis setzt, steigt die Preiskurve an.

Gleichzeitig beginnt Solar, die mittägliche Nettolast zu drücken.

Bis 2035 kehrt sich die Sommerpreiskurve des SPP um.

Der bisherige Preisspitze am späten Nachmittag nimmt ab, während sich das Profil von einem einzelnen Hoch heute zu einem abendgeführten, doppelten Tageshoch wandelt.