4-Stunden-Batterien im SPP South werden voraussichtlich 2027 Einnahmen von 188 $/kW-Jahr erzielen, angetrieben durch enge Kapazitätsreserven und noch nicht ausgelastete Regelleistungsprodukte.

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 Marktfundamentals treiben diese Einnahmen an?

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Im nächsten Jahrzehnt erwartet SPP ein Lastwachstum von 20 GW durch die Elektrifizierung von Öl- und Gas im Permian Basin und einen Zustrom von KI-Rechenzentren. Gleichzeitig werden 7 GW Kohlekraftwerke stillgelegt.

Das RTO prognostiziert potenzielle 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 und erstmals auch Solar und Batterien.

Prognosen zeigen, dass SPP bis 2035 37 GW Solar und 26 GW Wind hinzufügen wird. Batterieprojekte bewegen sich in Wellen durch die vereinfachten Surplus- und CPP-Anschlusswarteschlangen, um diese Kapazität abzusichern.

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

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
• Preisspreads und ATCs
• Resource Adequacy Kapazitätspreise
• Sättigung der Systemdienstleistungsmärkte
• Umsatzprognosen

SPP Spitzenlast steigt bis 2050 auf 102 GW

Der Integrierte Übertragungsplan von SPP 2026 prognostiziert, dass die Sommer-Spitzenlast von einem historischen Höchststand von 56 GW auf 91 GW bis 2035 im Szenario Future 1 ansteigt.

Hochgerechnet sollte die Sommer-Spitzenlast bis 2050 auf 102 GW wachsen. Im Winter bleibt das Wachstum moderater, mit einem Anstieg von 51 GW auf 80 GW bis 2050.

Der Großteil dieses Wachstums stammt aus sogenannten Spot Loads: großen Einzelanschlüssen für Industrie- und Rechenzentrumskunden.

2025 beantragten Entwickler 30 GW für diese neuen Großverbraucher, gegenüber 11 GW im Vorjahr.

43 % der Spot Loads stammen aus der Elektrifizierung von Öl und Gas im Permian Basin.

Die nächste große Quelle, und der jüngste Zuwachs, kommt von Rechenzentren.

Einreichungen von Übertragungsnetzbetreibern zeigen, dass das Wachstum im Versorgungsgebiet SPS am schnellsten ist.

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

Wie schnell diese Lasten realisiert werden, hängt davon ab, wie sie ans Netz angebunden werden. Die neue Anschlussrichtlinie für Großverbraucher des RTO soll einen Teil des Engpasses beheben.

HILLGA verzögert beobachtete Nachfrage aus Spot Load Wachstum um fünf Jahre

Am 14. Januar 2026 genehmigte FERC HILLGA als einen der Wege von SPP zur Anbindung von High-Impact Large Loads (HILLs): Spot Loads mit einer Anforderung von 50 MW oder mehr an einem Punkt.

Anstatt auf Netzausbau zu warten, koppeln sich HILLs mit vor Ort befindlichen Erzeugern. Sie nehmen die ersten fünf Jahre einen vertraglichen Service in Anspruch, bevor sie auf eine feste Netzanbindung umsteigen.

Dieses Bring-Your-Own-Generation-Modell ermöglicht es Spot Loads, die Studienzeiten zu verkürzen und schneller ans Netz zu gehen, während die beobachtete Spitzenlast niedrig bleibt, bis der Netzausbau erfolgt.

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

Kohleausstieg macht Platz für 107 GW erneuerbare Energien und Erdgas bis 2035

Versorger werden auf Batterien, Solar, Wind und Erdgas setzen, um das Lastwachstum am wirtschaftlichsten zu decken.

Insgesamt sieht SPP bis 2035 107 GW neue Kapazität. Rund 50 GW werden zwischen 2026 und 2030 angeschlossen, weitere 57 GW folgen 2031-2035. Danach verlangsamt sich das Tempo 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 Einheiten werden bis 2050 außer Betrieb genommen.

Erdgas schließt diese Kapazitätslücke, um das erwartete Lastwachstum zu decken.

Die Expedited Resource Adequacy Study (ERAS) von SPP beschleunigt 9,4 GW gesicherte Gaskapazität. Diese von Versorgern unterstützten Projekte sollen 2029-2030 in Betrieb gehen.

Gaszugänge summieren sich bis 2035 auf 23 GW und erreichen ihren Höhepunkt mit 16 GW in den Jahren 2031-2035, mit weiteren 3-7 GW-Blöcken bis zu insgesamt rund 40 GW bis 2050.

Dieser vorgezogene Ausbau zur Deckung der Spot Loads erstreckt sich auch auf erneuerbare Energien.

Wind war in den letzten zwei Jahrzehnten die dominierende neue Energiequelle im SPP.

Das 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-Achse haben dieses Muster zementiert und das installierte Windpotenzial von 3 GW auf 34 GW verzehnfacht.

Das nächste Jahrzehnt wird vom Solarausbau geprägt sein.

Solar soll bis 2035 rund 37 GW zubauen, begleitet von weiteren 26 GW Wind.

Ähnlich wie bei ERCOT ist dieser Zuwachs nicht auf bundesstaatliche Quoten oder Klimaziele zurückzuführen, sondern auf das reine Ressourcenpotenzial und günstige Wirtschaftlichkeit, unterstützt durch Bundessteuergutschriften.

Batterien sorgen für die Absicherung dieser Kapazität. Der Ausbau erfolgt in einer Welle von etwa 18 GW zwischen 2026 und 2030.

Dieses Timing spiegelt die kurzfristige Anschlusswarteschlange und die sich verschärfende Kapazitätsbilanz wider. Mit sinkenden Reserverandmargen und steigenden Kapazitätspreisen kommen Speicher als gesicherte Kapazität zusammen mit Erdgas hinzu.

Die Surplus-Anschlusswarteschlange von SPP hat diesen frühen Projekten bereits einen vereinfachten Weg zur Nutzung bestehender Netzanschlüsse eröffnet und damit das Lasttragpotenzial erneuerbarer Energien erhöht.

Das Nettoergebnis ist eine deutliche Abkehr von der Kohle-Baseload hin zu einem System, das auf erneuerbaren Energien, Speichern und flexiblem Gas basiert.

Solar verformt die SPP-Sommerpreiskurve zu Doppelspitzen

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

Der Anteil von Solar an der Gesamtproduktion steigt von rund 1 % im Jahr 2026 auf 14 % bis 2035 und 21 % bis 2050, während Kohle von 29 % auf unter 2 % sinkt.

Wind, bereits heute mit etwa 36 % die größte Quelle der Region, bleibt führend; die neue Dynamik kommt durch Solar und die parallel gebauten Batterien.

Dieser Ausbau verändert den durchschnittlichen Tagesverlauf. Bis 2050 wird Solar voraussichtlich mittags bei fast 35 GW gipfeln und bis zum frühen Abend auf unter 4 GW sinken.

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

Batterien laden während des mittäglichen Solarüberschusses und entladen sich am Abend, mit einer Spitzenleistung von etwa 9 GW.

Wie wirkt sich das auf Preisspreads aus?

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

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

Gleichzeitig beginnt Solar, die mittägliche Netto-Last zu senken.

Das Nettoergebnis bis 2035 ist eine Umkehrung der SPP-Sommerpreiskurve.

Die bisherige Preis-Spitze am späten Nachmittag nimmt ab, da sich das Profil von einer Spitze heute zu einem abendgeführten, Tagesverlauf wandelt.