Texas startet 2026 mit 13,9 GW und 22,9 GWh an kommerziell betriebener, netzgekoppelter BESS-Kapazität. Dies entspricht einer nahezu Verdopplung des Bestands innerhalb eines Jahres, wobei allein 2025 6 GW neue Kapazität ans Netz gingen.

Zentrale Erkenntnisse

• Texas startet 2026 mit 13,9 GW Batteriekapazität – fast doppelt so viel wie die 7,8 GW zu Beginn 2025
• 2025 gingen 60 neue Standorte in Betrieb, wobei der Bezirk Brazoria 16% der Gesamtkapazität anzog
• Neue Warteschlangen-Anträge gingen im zweiten Halbjahr 2025 um 50% zurück, was auf ein nachlassendes Investoreninteresse hindeutet
• Voraussichtlich werden nur 85% der Batteriekapazität mit unterzeichnetem Netzanschlussvertrag tatsächlich ans Netz gehen
• Modo Energy prognostiziert 40–55 GW in Betrieb bis 2029, abhängig von den Annahmen zur Projektaufgabe

6 GW neue Batteriekapazität gingen 2025 ans Netz – das stärkste Jahr in der ERCOT-Geschichte

Im vergangenen Jahr nahmen 6 GW und 11 GWh neue Batteriespeicher-Kapazität den kommerziellen Betrieb auf. Damit stieg die gesamte Betriebskapazität auf 13.888 MW (13,9 GW) und die Energiekapazität auf 22.853 MWh (22,9 GWh).

Der Ausbau beschleunigte sich im Jahresverlauf, wobei das 3. Quartal 2025 über 2 GW neue Kapazität brachte.

60 neue Standorte nahmen den kommerziellen Betrieb auf, insbesondere im Bezirk Brazoria, der einen Cluster an Ressourcen anzog. Nahezu 1 GW (16% der Gesamtkapazität) verteilt auf 8 Anlagen gingen in dieser Region ans Netz, getrieben durch die Nähe zu Houstons preissensiblen Netzengpässen.

52% der neuen Kapazität 2025 stammen von Eigentümern ohne vorherige Batteriestandorte in Texas.

Eine Mischung aus 18 neuen Eigentümern brachte 3,1 GW in vier Segmenten ans Netz:

• Reine Speicherentwickler (1,25 GW): esVolta, Intersect Power, Gridstor, Nightpeak – Wachstum nach erfolgreichem Modellnachweis andernorts
• Europäische Ölkonzerne (670 MW): TotalEnergies, Eni, Equinor.
• Private-Equity-/Infrastrukturfonds (664 MW): Brookfield, SER Capital Partners, Excelsior.
• Japanischer Energieversorger (174 MW): Tokyo Gas America – erster Schritt in eigenständige Speicher in den USA

Auch bestehende Eigentümer bauten ihre Kapazitäten weiter stark aus:

• ENGIE bleibt mit 20% Marktanteil (2,8 GW) führend – 2025 kam ein weiteres GW hinzu.
• Enel, Jupiter Power, SMT Energy, Tesla brachten bedeutende Projekte ans Netz
• Die Top 5 Eigentümer halten 47% des Marktes, die Top 10 sogar 63%

Batterielaufzeiten verschieben sich in Richtung Zwei-Stunden-Systeme

Zwei-Stunden-Batterien machten 2025 4,2 GW der 6 GW neuen Kapazität aus. Damit steigt die durchschnittliche Laufzeit der in ERCOT betriebenen Batterien auf 1,65 Stunden – gegenüber 1,5 Stunden zu Beginn 2025.

Der Trend zu längeren Laufzeiten spiegelt sinkende Kosten und ausgeweitete Preisspreads am Abend wider, da Batterien auf längere Arbitragezyklen angewiesen sind und Anlagen mit längerer Laufzeit einen Vorteil bieten.

Systeme mit Laufzeiten über 2,5 Stunden sind weiterhin selten: 2025 wurden nur 112 MW in Betrieb genommen – NextEras Inertia BESS (13 MW | 50 MWh) und Shamrock Energy Storage (99,3 MW | 300 MWh).

Allerdings wurden mehrere neue Projekte mit vier Stunden Laufzeit öffentlich bestätigt und stehen kurz vor der Fertigstellung:

• Alamo City BESS – 120 MW / 480 MWh, entwickelt von OCI Energy, in Bexar County. Geplanter Netzanschluss Ende 2027.
• Ferdinand BESS – 200 MW / 800 MWh, entwickelt von Eolian, ebenfalls in Bexar County. Geplant für das erste Halbjahr 2026.
• Padua 2 BESS – 150 MW / 600 MWh, ebenfalls von Eolian entwickelt, ebenfalls in Bexar County. Geplant für das erste Halbjahr 2026

Wie sich neuere Projekte mit längerer Laufzeit entwickeln, lesen Sie in unserer Analyse zu Investitionsrenditen für vierstündige Speicher in ERCOT.

Neue Batterie-Anträge für die Warteschlange sind um 50% zurückgegangen

Das Rekordwachstum der ERCOT-Batteriekapazität 2025 ist das Ergebnis von Anschlussanträgen, die bereits ab 2020 gestellt wurden – und ist daher kein Indikator für die heutige Investitionsbereitschaft. Tatsächlich reichen Entwickler deutlich weniger neue Anträge für Batterieprojekte ein.

Neue Netzanschlussanträge für Batterien in Texas fielen im zweiten Halbjahr 2025 auf 13,6 GW – ein Rückgang um 50% gegenüber dem ersten Halbjahr.

Warum gehen neue Batterie-Anträge in Texas zurück?

Der Rückgang neuer Anträge spiegelt die vorsichtigeren Erwartungen der Investoren wider, verursacht durch:

• Sinkende Erlöse am Markt – von $192/kW im Jahr 2023 auf durchschnittlich $43/kW in 2024 und 2025.
• Gestiegene Kosten durch Zölle und das One Big Beautiful Bill Act (OBBBA), das den Zugang zu Investmentsteuervergünstigungen für einige Entwickler einschränkt, insbesondere für Projekte, die erst später in diesem Jahrzehnt ans Netz gehen.

Abonnenten der ERCOT-Analysen von Modo Energy können weiterlesen und erfahren mehr über:

• Warteschlangen-Analyse: Neue Einschätzung, wie lange der Durchlauf durch die ERCOT-Warteschlange dauert.
• ​2026-Pipeline: Status der Batterieprojekte in naher Zukunft, inklusive Standorte und Zeitpunkte der Inbetriebnahme.
• Ausbauprognosen: Wie viel der über 200 GW umfassenden ERCOT-Warteschlange tatsächlich in Betrieb gehen wird – und wann.

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Bei Fragen zu dieser Analyse kontaktieren Sie bitte ovais@modoenergy.com

Nur 85% der Batterien mit unterzeichnetem Netzanschlussvertrag dürften ans Netz gehen

In den letzten sechs Jahren hat ERCOT 1.470 Anträge von Batterieprojekten für den Netzanschluss erhalten. 1.354 davon gelten als „große Erzeuger“ mit mehr als 10 MW und müssen den vollständigen Netzanschlussprozess durchlaufen.

Diese großen Batterie-Anträge lassen sich in drei Gruppen einteilen: