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

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Wichtige 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 im Netzanschluss-Queue gingen im zweiten Halbjahr 2025 um 50 % zurück – ein Zeichen für abnehmendes Investoreninteresse
• Nur 85 % der heute mit Netzanschlussvertrag ausgestatteten Projekte werden voraussichtlich ans Netz gehen
• Modo Energy prognostiziert je nach Annahmen zur Projektabbrecherquote 40–55 GW bis 2029

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 Kapazität für Batteriespeicher den kommerziellen Betrieb auf. Insgesamt sind damit 13.888 MW Betriebsleistung und 22.853 MWh Speicherkapazität am Netz.

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, wobei sich im Bezirk Brazoria besonders viele Projekte bündelten. Fast 1 GW (16 % der Gesamtkapazität) aus 8 Anlagen gingen in dieser Region ans Netz, begünstigt durch die Nähe zu Houstons preisspreadgetriebenen Engpässen.

52 % der Kapazitätszuwächse 2025 stammen von Eigentümern, die zuvor keine Batteriespeicher in Texas betrieben haben.

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 – skalieren nach erfolgreichen Projekten anderswo
• Europäische Ölkonzerne (670 MW): TotalEnergies, Eni, Equinor.
• PE-/Infrastrukturfonds (664 MW): Brookfield, SER Capital Partners, Excelsior.
• Japanischer Energieversorger (174 MW): Tokyo Gas America – erster Einstieg in US-Standalone-Speicher

Auch bestehende Eigentümer haben ihren Ausbau forciert:

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

Batterielaufzeiten verschieben sich auf 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 Speicher auf 1,65 Stunden – gegenüber 1,5 Stunden zu Jahresbeginn.

Der Trend zu längeren Laufzeiten spiegelt sinkende Kosten und wachsende Preisspreads in den Abendstunden wider. Da Batterien zunehmend auf längere Arbitragezyklen angewiesen sind, verschafft dies Assets mit längerer Laufzeit einen Vorteil.

Systeme mit mehr als 2,5 Stunden Laufzeit sind weiterhin selten – 2025 wurden lediglich 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 vierstündiger Laufzeit bereits öffentlich bestätigt und stehen vor der Fertigstellung:

• Alamo City BESS – 120 MW / 480 MWh, entwickelt von OCI Energy, Bezirk Bexar. Geplante Inbetriebnahme Ende 2027.
• Ferdinand BESS – 200 MW / 800 MWh, entwickelt von Eolian, ebenfalls in Bexar County. Geplant für erstes Halbjahr 2026.
• Padua 2 BESS – 150 MW / 600 MWh, ebenfalls von Eolian und ebenfalls in Bexar County. Geplant für erstes Halbjahr 2026

Wie sich neuere Projekte mit längerer Laufzeit entwickeln, erfahren Sie in unserer Analyse zu Investitionschancen bei vierstündigen Speichern in ERCOT.

Neue Batterie-Anträge im Queue sind um 50 % gesunken

Das Rekordwachstum bei der Batteriekapazität in ERCOT im Jahr 2025 ist das Ergebnis von Anschlussanträgen, die bereits ab 2020 gestellt wurden – und somit kein Indikator für das heutige Investitionsinteresse. Tatsächlich reichen Entwickler mittlerweile 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 gehen neue Batterie-Anträge in Texas zurück?

Der Rückgang bei den Anträgen spiegelt die zurückgehenden Erwartungen der Investoren wider, bedingt durch:

• Sinkende Einnahmen 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 für einige Entwickler – insbesondere für Projekte, die später in diesem Jahrzehnt ans Netz gehen – die Förderfähigkeit für Investment Tax Credits einschränkt.

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

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

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

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

ERCOT hat in den vergangenen sechs Jahren 1.470 Anträge von Batterieprojekten zum Netzanschluss erhalten. Davon werden 1.354 Projekte als „große Erzeuger“ über 10 MW eingestuft und durchlaufen das vollständige Netzanschlussverfahren.