​Die Erlöse für Batteriespeichersysteme (BESS) in ERCOT werden im Oktober 2025 voraussichtlich bei 2,03 $/kW liegen, was einem Rückgang von 40 % gegenüber Oktober 2024 entspricht.

Für August 2025 bestätigen endgültige Offenlegungsdaten, dass Batterien 2,27 $/kW erwirtschafteten – 69 % weniger als im August 2024.

Die Erlösmöglichkeiten sind im Jahresvergleich weiter zurückgegangen, da sich die Real-Time-Preisdifferenzen und die durchschnittlichen Clearingpreise für Systemdienstleistungen (Ancillary Services) um 14 % bzw. 45 % verringerten. Dies geschah trotz eines Anstiegs der Spitzen- und Durchschnittsnachfrage um jeweils 4 % und 5 %.

Der größte erwartete Rückgang bei den Erlösen betrifft die Systemdienstleistungen, wo die Einnahmen von 1,52 $/kW-Monat im Oktober 2024 auf 0,50 $/kW-Monat im Oktober 2025 gesunken sein dürften.

​Den Bericht des letzten Monats finden Sie hier.

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• Wo Abrechnungsdaten zeigen, dass Batterien im August Einnahmen erzielten.
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ERCOT Nowcast | Oktober 2025: 2,03 $/kW-Monat

Geringere Preisdifferenzen im Day-Ahead-Energie- (-38 %) und Real-Time-Energie-Markt (-14 %) werden voraussichtlich dazu führen, dass die Erlöse für Netzbatterien im Jahresvergleich um 40 % sinken.

Die durchschnittlichen Preisdifferenzen im Day-Ahead- und Real-Time-Markt – also die Differenz zwischen der teuersten und der günstigsten Stunde in jedem Markt – fielen auf 61 $/MWh bzw. 71 $/MWh. Dies geschah trotz verbesserter Rahmenbedingungen für Preisdifferenzen, einschließlich eines Anstiegs der Spitzen-Nettonachfrage um 4 % und eines Anstiegs der Gaspreise um 41 %.

Die Preisdifferenzen sanken, weil die Mindestpreise stiegen und die Höchstpreise sanken, was die Arbitragemöglichkeiten auf beiden Seiten einschränkte.

Warum die Mindestpreise stiegen – und das Laden teurer wurde

Die Nettonachfrage am späten Vormittag – wenn die Solarproduktion ihren Höhepunkt erreicht und die Nettonachfrage normalerweise am niedrigsten ist – blieb im Jahresvergleich bei 26 GW stabil, trotz eines Anstiegs der Solarproduktion um 1,7 GW. Ein Anstieg der durchschnittlichen Gesamtnachfrage rund um die Uhr um 2,8 GW kompensierte diesen Zuwachs an Solarenergie.

Der Nachfrageschub war zum Teil auf erhöhtes Batterieladen zurückzuführen. Das durchschnittliche tägliche Spitzenladen stieg von 1,7 GW auf 3,3 GW, was die Preise in den Ladezeiten ansteigen ließ.

Warum die Spitzenpreise sanken und die Erlöse dämpften

Die Spitzen-Nettonachfrage stieg um 2 GW (52 GW → 54 GW), wurde jedoch von der abendlichen Netto-Batterieeinspeisung, die um 2,4 GW zunahm, mehr als ausgeglichen.

Die Ausfälle von thermischen Kraftwerken in ERCOT stiegen im Oktober auf 14 GW, da Texas mit der Wartungssaison für den Winter beginnt.

Ohne Gaskraftwerke, die um die Bereitstellung von steuerbarer Leistung konkurrieren, hängen die systemweiten Spitzenpreise weniger von steigenden Gaskosten und mehr von den Energieangeboten der Batterien ab.

Batterien bestimmten immer häufiger den Energiepreis während der Spitzenstunden des Tages – meist am frühen Abend –, wenn ein größerer Anteil der Gaskraftwerke außer Betrieb ist. Zudem stieg die installierte Gesamtkapazität um über 4 GW im Jahresvergleich. Das führte dazu, dass Batterien in diesen Zeiträumen Energie zu immer wettbewerbsfähigeren Preisen anboten.

Dadurch senkten Batterien die Spitzenpreise und nahmen sich selbst Erlöspotenzial.

Preisdifferenzen bleiben im Westen mit 3,4 $/kW-Monat hoch

Batterien in der West Load Zone von ERCOT verzeichnen weiterhin die höchsten mittleren Preisdifferenzen, was auf den starken Solarausbau in der Region zurückzuführen ist. Der hohe Verbrauch durch rund um die Uhr laufende Nachfragetreiber wie Öl- und Gasproduzenten im Permian Basin sorgt zudem abends in Teilen der Region für erhöhte Spitzenpreise.