Wird SPP die Spitzenlast bis 2035 auf 110 GW verdoppeln?
Die aktuelle Spitzenlast von SPP liegt bei 56 GW – ein Rekordwert aus dem August 2023. Nun plant SPP für eine Zukunft, in der diese Last bis 2035 auf 110 GW ansteigen könnte.
Große Lastanmeldungen lassen die Prognosen der Versorger steigen. Das tatsächliche Lastwachstum wird jedoch voraussichtlich geringer ausfallen, als die Systembetreiber erwarten.
In diesem Artikel analysieren wir die aktuelle Einschätzung von SPP zum Lastwachstum und deren Unsicherheiten. Zudem zeigen wir auf, welche neuen Chancen sich für Projektentwickler ergeben, um die steigende Kundennachfrage zu unterstützen.
Wie viel Lastwachstum prognostiziert SPP?
Die neueste Prognose von SPP zeigt, dass die Spitzenlast bis 2035 auf 110 GW steigen könnte – fast doppelt so hoch wie der bisherige Höchstwert von 56 GW.
SPP erstellt seine Spitzenlastprognose auf Basis von Einreichungen der Load Responsible Entities (LRE). Jede Versorgungsfirma liefert eine zehnjährige Spitzenlastprognose, die bestätigte „feste“ Lasten und spekulative „Spot“-Lasten umfasst.
Was sind „feste“ und „Spot“-Lasten?
Feste Lasten sind Lasten, für die formale Netzanschlussverträge mit dem lokalen Übertragungsnetzbetreiber abgeschlossen wurden. Sie sind fest in die Basiszuverlässigkeitsmodelle (BR) integriert und gelten als verbindliche Nachfrage, die SPP bedienen muss. Sie erscheinen in jeder Zukunftsprognose.
Spot-Lasten sind große Lastanfragen, die im Rahmen von Stakeholder-Befragungen eingereicht wurden, aber den Netzanschlussprozess noch nicht abgeschlossen haben. Sie wurden durch eine freiwillige Umfrage während der ITP-Planungsphase bei den Übertragungsnetzbetreibern erhoben. Im 2025er ITP tauchen Spot-Lasten in „Future 2“ als Resilienzbedingung auf; im 2026er ITP werden sie in beide Zukunftsszenarien aufgenommen.
Diese Einreichungen fließen in zwei Planungsszenarien ein.
- Future 1: Der Referenzfall. Bestehende Vereinbarungen plus geplante Erzeugung. Verwendet die eingereichte Basisprognose.
- Future 2: Neue Technologien. Ergänzt Spot-Lasten und eine höhere E-Auto-Adoption zur Basis von Future 1.
Die Gesamtlastprognosen hängen davon ab, welches Szenario verwendet wird. Im aktuellen 2025 Integrated Transmission Plan (ITP) erreicht die Basis-Spitzenlast im Jahr 2034 70 GW. Future 2 erhöht denselben Zeithorizont auf etwa 83 GW.
Die Vorschau auf das 2026er ITP geht noch weiter: Future 1 erreicht 91 GW bis 2035, und Future 2 sogar 110 GW.
Noch vor drei Jahren lagen die Wachstumsraten im 2023er ITP bei 0,5 % bis 2 % pro Jahr. Seitdem haben große Lastanfragen die Prognosen deutlich nach oben getrieben. Das aktuelle 2025er ITP Future 2 impliziert ein jährliches Wachstum von rund 5 %.
Was treibt das Lastwachstum an?
Spot-Lasten sind die Hauptquelle für das zusätzliche Wachstum. Während der ITP-Planung 2025 wurden etwa 11 GW an neuen Großlasten angemeldet. Im ITP 2026 ist dieser Wert bereits auf 30 GW gestiegen.
SPP betrachtet das Wachstum großer Lasten mittlerweile als grundlegende Planungsannahme und nicht mehr nur als optimistisches Szenario. Im 2025er ITP tauchten Spot-Lasten nur in Future 2 als Resilienzbedingung auf. Im 2026er ITP sind sie in beiden Szenarien enthalten.
Diese Lasten beschränken sich nicht nur auf Rechenzentren. Der ITP-Bericht nennt auch die Elektrifizierung von Öl und Gas, Fertigung und Industrieproduktion als bedeutende Treiber. Die Pipeline der Spot-Lasten von SPP umfasst verschiedene Sektoren – anders als bei PJM, wo Rechenzentren dominieren.
Diese großen Lasten sorgen für eine gleichmäßige, rund um die Uhr anfallende Nachfrage und erhöhen die Grundlast das ganze Jahr über – statt nur die Sommer-Spitze zu verschärfen.
Im Gegensatz zu PJM filtert SPP Spot-Lasten jedoch nicht durch ein Materialisierungsmodell.
PJM wendet einen 50%-Abschlag für nicht-feste Lasten mit 70% Auslastung und einer Ramp-up-Phase von 36 Monaten an. SPP modelliert die gesamte Pipeline.
Die Lücke zwischen den gemeldeten Lasten in der Pipeline und dem, was tatsächlich realisiert wird, ist die größte analytische Unsicherheit in der Prognose des ISO.
Wo konzentriert sich das Lastwachstum im SPP-Gebiet?
Das Wachstum verteilt sich sehr ungleich über das SPP-Gebiet. In 8 von 17 Planungsregionen liegt das Spitzenlastwachstum zwischen den ITP-Prognosen 2023 und 2026 bei über 20 %. Zwei Regionen, SPS und OPPD, verzeichnen sogar mehr als eine Verdopplung des erwarteten Wachstums.
In absoluten Zahlen dominiert SPS. Die Last in der SPS-Region stieg in den letzten drei ITP-Zyklen von etwa 4,7 GW auf 11,5 GW – ein Anstieg um das 2,5-Fache. Unter Future 2 wächst der Anteil von SPS an der Gesamtlast auf 20,8 %, verglichen mit 11,4 % historisch.
Sowohl SPS als auch SWEPCO sind als „Übertragungsinseln“ mit begrenzten Verbindungen zum restlichen Netz zu sehen. Das 2025er ITP stellt fest, dass diese eingeschränkte Übertragungskapazität bereits zu Echtzeit-Lastabwürfen geführt hat. Mit rund 1.500 MW zusätzlicher Last allein bei SWEPCO bleibt das Risiko lokaler Spannungsinstabilität hoch.
Diese Konzentration führte zur Empfehlung von SPP, eine 765-kV-Höchstspannungsleitung durch die Region zu bauen. Der erste Abschnitt wird bis Sommer 2026 benötigt, um einen Spannungskollaps zu verhindern. Ohne diese Leitung kann das Netz im südlichen New Mexico die prognostizierte Last laut Modell nicht tragen.
Auf Bundesstaatsebene erwarten 7 von 15 Staaten einen Anstieg der Spitzenlast um mindestens 20 % über den Achtjahreszeitraum des 2025er ITP.
Warum die Prognosen von SPP wahrscheinlich zu hoch sind
Die SPP-Schlagzeilenprognose von 110 GW überschätzt mit großer Wahrscheinlichkeit die tatsächlich realisierbare Spitzenlast bis 2035. Das 2025er ITP kombiniert mehrere Annahmen – ungefilterte Spot-Lasten, keine zeitliche Abschwächung und Extremwetterbedingungen –, die die Zahl jeweils weiter nach oben treiben.
Streicht man nur eine dieser Annahmen, sinkt die Prognose deutlich.
Das bedeutet nicht, dass das Lastwachstum nicht real ist. Spot-Lasten werden aktiv als feste Lasten für die SPP-Zukunft umkategorisiert.
Bei SWEPCO wurden im 2025er ITP 500 MW Spot-Last in feste Lasten umgewandelt; weitere 1.000 MW gelten als „sehr wahrscheinlich“.
Die Basisannahmen in der Planung sind bereits von 59 auf 75 GW über die ITP-Zyklen gestiegen. Die genannten Unsicherheiten betreffen die restliche Spot-Last-Pipeline, die darauf aufsetzt.
Flexible Batteriespeicher können das Wachstum im Süden von SPP unterstützen
Batteriespeicher ersetzen keine Netzausbauprojekte. Doch in Regionen, in denen Leitungsaufrüstungen fünf Jahre dauern und der Lastanstieg bereits jetzt erfolgt, können strategisch platzierte BESS lokale Spitzen abfedern, Engpässe reduzieren und die Zeit bis zum Bau des 765-kV-Systems überbrücken.
Für Entwickler ergibt sich so die Chance, mit Großkunden Verträge abzuschließen und den Netzanschluss zu beschleunigen.
Die ersten derartigen Verträge zeichnen sich bereits ab.
Drei NextEra-Batterien im Süden von SPP verfügen über Kapazitätsverträge mit Google und der Oklahoma Municipal Power Authority. Diese Verträge sind mit bestehenden Windparks gebündelt, um den flexiblen Kapazitätsbedarf großer Rechenzentren zu decken.
Für NextEra bedeuten diese Verträge feste monatliche Einnahmen von 8–10 US-Dollar pro kW. Entwickler können solche Verträge als Grundlage für günstigere Fremdfinanzierungen nutzen. Lesen Sie unser vierteljährliches Finanzierungsupdate, um mehr über das aktuelle US-Finanzierungsumfeld zu erfahren.
