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

Wichtigste Erkenntnisse

• Texas startet 2026 mit 13,9 GW Batteriekapazität – fast doppelt so viel wie die 7,8 GW zu Beginn von 2025
• 2025 gingen 60 neue Standorte in Betrieb, wobei der Bezirk Brazoria 16 % der Gesamtkapazität auf sich vereinte
• Neue Anträge in der Warteschlange gingen im zweiten Halbjahr 2025 um 50 % zurück – ein Zeichen für nachlassendes Investoreninteresse
• Voraussichtlich werden nur 85 % der Batteriekapazität mit unterschriebenem Netzanschlussvertrag auch tatsächlich ans Netz gehen
• Modo Energy prognostiziert je nach Annahme zur Ausfallquote 40–55 GW Betriebskapazität bis 2029

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

Im vergangenen Jahr wurden 6 GW und 11 GWh neue Batteriespeicher kommerziell in Betrieb genommen. Damit stieg die gesamte Betriebskapazität auf 13.888 MW und die Energiekapazität auf 22.853 MWh.

Der Ausbau beschleunigte sich im Laufe des Jahres, wobei im dritten Quartal 2025 über 2 GW neue Kapazität ans Netz gingen.

60 neue Standorte nahmen den kommerziellen Betrieb auf, wobei insbesondere der Bezirk Brazoria einen Cluster an Anlagen anzog. Fast 1 GW (16 % der Gesamtleistung) verteilt auf 8 Anlagen gingen in dieser Region ans Netz, begünstigt durch die Nähe zu Houstons durch Netzengpässe getriebenen Preisschwankungen.

52 % der Kapazitätszuwächse 2025 stammen von Eigentümern, die zuvor keine Batterieanlagen in Texas besaßen.

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 – Ausbau nach erfolgreichen Modellen in anderen Regionen
• Europäische Ölkonzerne (670 MW): TotalEnergies, Eni, Equinor.
• Private Equity / Infrastruktur-Fonds (664 MW): Brookfield, SER Capital Partners, Excelsior.
• Japanischer Energieversorger (174 MW): Tokyo Gas America – erster Vorstoß in eigenständige US-Speicher

Auch bestehende Eigentümer haben ihren Ausbau aggressiv fortgesetzt:

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

Batterielaufzeiten verschieben sich zu Zwei-Stunden-Systemen

Zwei-Stunden-Batterien machten 2025 4,2 GW der 6 GW an Zubau aus. Damit steigt die durchschnittliche Betriebsdauer von Batterien in ERCOT auf 1,65 Stunden – gegenüber 1,5 Stunden zu Beginn von 2025.

Die Entwicklung hin zu längeren Laufzeiten spiegelt sinkende Kosten und sich ausweitende Preisunterschiede am Abend wider, da Batterien für ihre Einnahmen zunehmend auf längere Arbitragezyklen angewiesen sind – ein Vorteil für Anlagen mit längerer Laufzeit.

Systeme mit mehr als 2,5 Stunden Laufzeit 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, im Bezirk Bexar. Geplanter Betrieb ab Ende 2027.
• Ferdinand BESS – 200 MW / 800 MWh, entwickelt von Eolian, ebenfalls im Bezirk Bexar. Geplant für das erste Halbjahr 2026.
• Padua 2 BESS – 150 MW / 600 MWh, ebenfalls von Eolian entwickelt, ebenfalls im Bezirk Bexar. Geplant für das erste Halbjahr 2026

Wie sich neuere Projekte mit längerer Laufzeit entwickeln, erfahren Sie in unserer Analyse zu Investitionen in vierstündige Speicher in ERCOT.

Neue Batterieanträge in der Warteschlange um 50 % gesunken

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

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

Warum sinken die neuen Batterieanträge in Texas?

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

• Sinkende Markterlöse – von 192 $/kW im Jahr 2023 auf durchschnittlich 43 $/kW in 2024 und 2025 gefallen.
• Steigende Kosten durch Zölle und das Gesetz „One Big Beautiful Bill Act“ (OBBBA), das für einige Entwickler – insbesondere für Projekte, die gegen Ende des Jahrzehnts ans Netz gehen – den Zugang zu Steuergutschriften einschränkt.

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

• Warteschlangenanalyse: Eine aktualisierte Einschätzung, wie lange es dauert, durch die ERCOT-Netzanschluss-Warteschlange zu kommen.
• ​Pipeline 2026: Der Stand der Batterieprojekte in naher Zukunft – wo und wann sie ans Netz gehen.
• ​ Ausbauprognosen: Wie viel der über 200 GW in der ERCOT-Warteschlange voraussichtlich in Betrieb gehen – und wann.

Für Fragen zu dieser Analyse wenden Sie sich bitte an ovais@modoenergy.com

Nur 85 % der Batterien mit unterschriebenem Netzanschlussvertrag werden voraussichtlich ans Netz gehen

In den letzten sechs Jahren hat ERCOT 1.470 Anträge von Batterieprojekten für den Netzanschluss erhalten. 1.354 dieser Projekte gelten als „Großgeneratoren“ mit mehr als 10 MW und müssen das vollständige Netzanschlussprüfverfahren durchlaufen.