Das Versorgungssicherheitsprogramm (Resource Adequacy, RA) der SPP verlangt von den Versorgungsunternehmen, nachzuweisen, dass sie über genügend eigene oder vertraglich gesicherte Erzeugungskapazitäten verfügen, um die Spitzenlast des Folgejahres abzudecken.

Im Sommer 2025 stammten 58 GW (85 %) dieser Kapazität aus eigenen Kraftwerken der Versorger, während die restlichen 9,8 GW (15 %) von unabhängigen Stromerzeugern beschafft wurden.

Für diese privaten Erzeuger bieten RA-Verträge stabile, risikoarme Zahlungen, die die Grundlage für zukünftige Einnahmen bilden. Der konstante Zahlungsstrom ermöglicht es den Projekten, Kredite zu bedienen und erleichtert somit die Kapitalaufnahme für den Bau.

Lesen Sie diesen Leitfaden zum SPP-Versorgungssicherheitsmarkt weiter, um zu erfahren, wer die größten Kunden sind, wie viel Sie verdienen können und welche Schritte nötig sind, um einen Vertrag zu erhalten.

Wichtige Erkenntnisse

• Die SPP betreibt keine zentrale Kapazitätsmarktausschreibung. Erzeuger bieten Verträge direkt bei einem der 64 Versorgungsunternehmen im Markt an.
• Batterien dürfen 24–100 % ihrer Nennleistung verkaufen, wobei längere Speicherdauer (6+ Stunden) im Sommer zu höheren Anteilen führt.
• Historisch lagen RA-Verträge bei 2–3 $/kW-Monat, aber es wird erwartet, dass die Preise mit steigenden Strafzahlungen und knapperen Reserve-Margen steigen.

​Aktualisiert am 8. April 2026: Eine frühere Version dieses Artikels nannte 2–3 $/kW als Vergütung für Versorgungssicherheitsverträge. Dies wurde auf 3–5 $/kW angepasst, entsprechend aktueller Analysen zum Wert von Kapazitätsverträgen in der SPP.

1. An wen verkaufen Erzeuger ihre Kapazität?

Die SPP betreibt keine zentrale Kapazitätsmarktausschreibung. Erzeuger schließen Verträge direkt mit einem der 64 Versorgungsunternehmen und Energieversorger ab, die als Load Responsible Entities (LREs) bezeichnet werden.

Diese LREs lassen sich in vier Gruppen einteilen:

1. Börsennotierte Versorger: Große, gewinnorientierte Unternehmen. Sie besitzen den Großteil der Erzeugungs- und Übertragungsanlagen in der SPP und kaufen die meiste RA-Kapazität ein.
2. Genossenschaftliche Versorger: Gemeinnützige Versorger, die vor allem ländliche Gebiete bedienen.
3. Städtische Versorger: Öffentliche Versorger, die Einwohner einer Stadt versorgen.
4. Öffentliche Stromagenturen: Staatliche Versorger, die Dienstleistungen auf Stadt- oder Regionalebene anbieten.

Börsennotierte Versorger bedienen 58 % der Last in der SPP und kaufen 49 % der im bilateralen Versorgungssicherheitsmarkt beschafften Kapazität.

Trotz des größten Einkaufsvolumens zählen börsennotierte Versorger nur fünf der zehn größten Käufer im Markt. Versorger mit geringerer Last besitzen meist weniger eigene Erzeugung und kaufen daher einen größeren Anteil ihres RA-Bedarfs von privaten Erzeugern zu.

Western Farmers Energy Services beispielsweise kaufte 42 % (960 MW) ihres RA-Bedarfs von unabhängigen Stromerzeugern und war damit 2025 einer der fünf größten Kunden für Kapazität.

2. Wie viel Kapazität kann eine Batterie verkaufen?

Erzeuger dürfen maximal ihre akkreditierte Nennleistung für Versorgungssicherheit verkaufen.

Bei Batterien hängt der akkreditierte Anteil der Nennleistung von zwei Kriterien ab:

1. Mindestdauer von vier Stunden: Jede Batterie muss in der Lage sein, ihre Leistung mindestens vier Stunden am Stück bereitzustellen. Systeme mit kürzerer Dauer werden auf vier Stunden umgerechnet (z. B. zwei Stunden → 50 % der Nennleistung).
2. ELCC-Akkreditierungsfaktor: Die Nennleistung wird anschließend mit einem Akkreditierungsfaktor aus der jährlichen Effective Load-Carrying Capability (ELCC)-Studie der SPP multipliziert. Die Faktoren variieren je nach Dauer und Saison.

Die akkreditierte Kapazität, die verkauft werden darf, ergibt sich aus der vierstündig angepassten Nennleistung multipliziert mit dem ELCC-Faktor der jeweiligen Saison.

2026 waren ausschließlich Batterien mit acht Stunden Speicherdauer im Sommer berechtigt, 100 % ihrer Nennleistung zu verkaufen.

Warum sind Akkreditierungen für Batteriekapazitäten im Winter niedriger?

Der ELCC-Akkreditierungsfaktor einer Batterie hängt davon ab, wie „zuverlässig“ ihre Kapazität zu den kritischsten Zeiten der Saison ist.

Im Winter werden Lastabwurf-Szenarien durch Engpässe bei der Windstromerzeugung und Kälteeinbrüche verursacht, die zu Ausfällen bei Gas- und Kohlekraftwerken führen. Die Last wird durch Heizen bestimmt, was zu langen, flachen Lastspitzen statt zu kurzen Spitzen führt.

Diese Engpässe können mehrere Stunden bis Tage andauern. Die von zeitlich begrenzten Ressourcen (wie Energiespeichern) bereitgestellte Kapazität hilft dabei nicht und wird entsprechend abgewertet.

Im Sommer hingegen werden Lastabwurf-Szenarien durch abendliche Spitzen im Nettolastprofil verursacht. Schnell reagierende, zeitlich begrenzte Erzeuger wie Batterien können hier einspringen, weshalb ihr ELCC-Faktor höher ist.

ELCC-Werte ändern sich jährlich und die Vergütung richtet sich danach

Kapazitätsverträge vergüten die akkreditierte Kapazität, die ein Erzeuger bereitstellt. Sollte die akkreditierte Kapazität in künftigen Studien sinken, regelt der Vertrag, wie damit umgegangen wird. ​

3. Wie viel zahlen Versorgungssicherheitsverträge?

​Die Preise für Versorgungssicherheitsverträge lagen historisch bei rund 3–5 $/kW-Monat, aber es wird erwartet, dass die Zahlungen in den nächsten Jahren aus drei Gründen steigen.

Erstens wird der Strafpreis für Versorger bei Unterdeckung der RA-Kapazität steigen. Diese Strafen stellen die Obergrenze für die Zahlungen dar, da Versorger rationalerweise nicht mehr für RA-Kapazität zahlen, als es kosten würde, unterdeckt zu bleiben.