​Die Einnahmen von netzgekoppelten Batteriespeichern in ERCOT fielen im November 2025 auf 2,07 $/kW-Monat, 24 % weniger als im Vorjahr. Die kumulierten Einnahmen bis einschließlich November liegen bei 26 $/kW, was einem Rückgang von 51 % gegenüber den 54 $/kW im Vorjahreszeitraum entspricht.

​Die Aktivitäten im Dezember könnten die Einnahmen für 2025 ankurbeln, nachdem Real-Time Co-Optimization plus Batteries eingeführt wurde. Seit dem Start gibt es einen anhaltenden Spread zwischen Day-Ahead- und Real-Time-Preisen (DA/RT) bei den Preisen für Systemdienstleistungen. Einige Batterieoptimierer haben diese Chance früh erkannt und genutzt.

Wintersturm Fern brachte Ende Januar 2026 eine starke Kältewelle nach Texas. Die Preise und Spreads stiegen deutlich an, dennoch kam es in ERCOT nicht zu solch dramatischen Ereignissen wie beim Wintersturm Uri im Jahr 2021. Dieser Artikel gibt einen Überblick darüber, warum das so war.

Den Benchmark-Bericht für ERCOT im Dezember 2025 finden Sie hier.

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• Die Systemgrundlagen, die die Einnahmen im Januar 2026 bestimmen.
• Welche Batterien die größten Umsatzchancen hatten.
• Was die 60-tägig verzögerten Abrechnungsdaten von ERCOT über die Batterieerlöse im November aussagen.
• Wie einzelne Batterien und Optimierer im Vergleich zu ihrem Arbitragepotenzial abgeschnitten haben.
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​Preisspreads im Januar 2026: 135 $/MWh Real-Time & 151 $/MWh Day-Ahead

Die Modo Energy Nowcast, die normalerweise in Benchmark-Berichten enthalten ist, wurde pausiert, während wir die Schätzung nach Einführung von RTC+B neu kalibrieren.

Im Januar 2026 wurden die höchsten monatlichen TB1-Spreads des vergangenen Jahres erreicht. Die Real-Time-Spreads lagen im Durchschnitt bei 135 $/MWh, gegenüber 65 $/MW (+107 %) im Dezember 2025 und 95 $/MW (+42 %) im Januar 2025. Die Day-Ahead-Spreads erreichten 151 $/MWh, verglichen mit 46 $/MW (+233 %) im Dezember und 45 $/MW (+236 %) im Januar des Vorjahres.