Im Jahr 2025 erzielte das durchschnittliche Batterie-Energiespeichersystem (BESS) in ERCOT Einnahmen, die 84 % unter den Rekordwerten von 2023 lagen.

Dies ist im Wesentlichen auf zwei Gründe zurückzuführen.

Erstens gab es 2024 und 2025 zwei aufeinanderfolgende Jahre mit relativ mildem Wetter, was zu weniger extremen Preisspitzen führte.

Zweitens gibt es vermutlich bereits genug Batteriespeicher in ERCOT, um die Systemzuverlässigkeit zu gewährleisten und Preisspitzen – vorerst – zu minimieren.

Die Hilfsdienstleistungen sind gesättigt, während die verstärkte Beteiligung von Batterien am Energiearbitragegeschäft die Volatilität reduziert.

Das kurzfristige Geschäftsmodell ist geschwächt.

Allerdings steht ein Nachfragewachstum bevor, und in der Zwischenzeit stehen bestehende thermische Kraftwerke unter demselben Erlösdruck wie Batterien. Sollten Stilllegungen beschleunigt werden, bevor die neue Nachfrage einsetzt, kehrt die Knappheit zurück. Und sobald die neue Nachfrage tatsächlich eintritt, werden mehr neue Erzeugungs- und Speicherkapazitäten benötigt, um diese zu decken.

Die Frage ist nicht, ob es in einem Zeitraum von 15–20 Jahren Aufwärtspotenzial für Batteriespeicher in ERCOT gibt, sondern wie man die Lücke bis dahin in den nächsten 2–4 Jahren überbrückt.

Wichtige Erkenntnisse:

• BESS-Einnahmen sind aufgrund milderem Wetter und Marktsättigung eingebrochen. Die BESS-Kapazität ist seit 2020 um das 70-fache gewachsen, während 2024–2025 die extremen Wetterereignisse fehlten, die normalerweise zu Knappheit führen.
• Nachfragewachstum ist real, wird aber überschätzt. Die oft zitierte Marke von 220 GW für ERCOT wird nicht erreicht werden. Eine realistische Prognose: 105 GW bis 2030, was dennoch einem Wachstum von 22 % in vier Jahren entspricht.
• Die Nachfrage verändert sich strukturell. Der Energieverbrauch ist seit 2019 um 27 % gestiegen, obwohl die Spitzenlast stagniert. Die FWEST-Last wuchs in sechs Jahren um 116 %, 4,3-mal schneller als der Netz-Durchschnitt.
• Thermische Stilllegungen können die Volatilität zurückbringen. Über 22 GW alternder Kohle- und Gaskraftwerke sind gefährdet. Nur Gas-Kombikraftwerke blieben 2024–2025 profitabel.
• Überbrückungslösungen sind in Sicht. Absicherungsverträge, neue Hilfsdienste wie DRRS und kreative Abnahmeverträge könnten Projekten helfen, bis die Knappheit zurückkehrt.

Milderes Wetter und Marktsättigung haben die Batterieerlöse reduziert

2024 und 2025 fehlten die im Vergleich zu saisonalen Normen extremen Wetterereignisse, die normalerweise Knappheit verursachen.

Die Sommer beider Jahre entsprachen hinsichtlich der Durchschnittstemperatur dem 15-jährigen Mittel von 2008–2022. Mit anderen Worten: Die Temperaturen waren „mild“ – sie wichen nicht stark vom Durchschnitt ab.

„Mild“ bedeutet nicht unterdurchschnittlich, sondern das Fehlen von Bedingungen, die erhöhte Preise verursachen.

Allerdings sind milde Wetterjahre nicht der einzige Grund, warum die Erlösmöglichkeiten für BESS in ERCOT in den letzten zwei Jahren unter Druck geraten sind.

Marktsättigung ist der andere Treiber.

Tatsächlich gibt es vermutlich bereits genug Batteriespeicher, um die aktuellen Herausforderungen in ERCOT zu bewältigen – zumindest jene, für die Batterien ausgelegt sind und die vom Markt vergütet werden.

Die installierte BESS-Kapazität ist in ERCOT rasant gewachsen. Seit Beginn des Jahrzehnts stieg die Kapazität von etwa 200 MW auf fast 14.000 MW – mehr als das 70-fache. Fast 10 dieser 14 GW gingen 2024 und 2025 ans Netz. Mehr Details zum BESS-Ausbau in ERCOT 2025 und Prognosen von Modo Energy finden Sie hier.

Mit jeder weiteren Batterie, die ans Netz geht, steigt der Wettbewerb und damit die Kannibalisierung von Erlösmöglichkeiten.

Sättigung ist real – mehr Batteriespeicher bedeuten stärkeren Wettbewerb um ein relativ stabiles Set und Volumen an Erlösmöglichkeiten, sowohl bei Hilfsdiensten als auch im Energiemarkt.

Mehr dazu, wie die zunehmende Präsenz von BESS zu sinkenden Einnahmen beiträgt und wie Betreiber darauf reagieren, lesen Sie hier.

Dass die aktuellen Erlösmöglichkeiten so niedrig bleiben, ist jedoch davon abhängig, dass Angebot und Nachfrage sowie Wetterbedingungen künftig unverändert bleiben.

Nachfragewachstum und thermische Stilllegungen könnten die Volatilität zurückbringen

Die Volatilität ist in ERCOT in den letzten zwei Jahren nahezu verschwunden. 2025 gab es nur an drei Tagen Durchschnittserlöse von mindestens 0,50 $/kW pro Batterie, verglichen mit 16 Tagen 2024 und 58 Tagen 2023.

Damit die Volatilität und die Batterieerlösmöglichkeiten auch künftig so niedrig bleiben, müssten Angebot, Nachfrage und Wetterverläufe weiterhin unverändert bleiben. Das wird nicht der Fall sein.

Nachfragewachstum kommt – aber Zeitpunkt und Ausmaß sind ungewiss

Die Prognosen zum Nachfragewachstum im ERCOT Long Term Load Forecast sind übertrieben. Die oft zitierte Spitzenlast von ~220 GW für 2030 wird nicht eintreten. Dennoch steht ein bedeutendes Wachstum bevor.

Die Zahlen sind überhöht, da die Hürde für Großverbraucher, einen Netzanschluss zu beantragen, in ERCOT praktisch nicht existiert. Ein potenzieller Rechenzentrumsentwickler zahlt nichts, um sein Vorhaben anzumelden. Daher enthält die Warteschlange viel mehr potenzielle Nachfrage, als je realisiert wird – ähnlich wie bei den Anschlussanfragen für Erzeugungskapazitäten.

Ein realistischeres Bild ergibt sich, wenn man eine Bottom-up-Bewertung einzelner Großprojekte mit einem Abschlag entsprechend historischer Durchsatzquoten von etwa 25 % kombiniert.

Mit diesem Ansatz wird ein Spitzenbedarf von etwa 105 GW bis 2030 prognostiziert. Das entspricht 19 GW Wachstum gegenüber dem bisherigen Höchstwert von 85,9 GW – also 22 % in nur vier Jahren.

Mehrere Änderungen der ERCOT-Planungsrichtlinien werden aktuell im Stakeholder-Prozess diskutiert, um die Integration neuer Nachfragetypen zu ermöglichen. Der Planning Guide Revision Request 115, PGRR 134 und andere Prozesse werden die Transparenz bei den Anschlusszeiten großer Verbraucher verbessern und könnten höhere Eintrittshürden schaffen – etwa durch Pflichtkautionen in Höhe von Hunderttausenden Dollar.

Auch wenn der Stakeholder-Prozess für ein realistischeres Bild sorgt, wäre es falsch zu schließen, dass kein Nachfragewachstum stattfindet. Die Schlagzeilenzahlen übertreiben das kurzfristige Wachstum, aber der zugrundeliegende Energiebedarf wächst bereits spürbar.

Wie stark wächst die Nachfrage bereits – und wie hat sich ihr Profil verändert?

Das Wachstum der Spitzenlast stagnierte 2024 und 2025. Von 2019 bis 2023 stieg die Spitzenlast von 74.820 MW auf 85.508 MW. In den Jahren 2024 und 2025 sank sie jedoch um 1,8 % auf 83.707 MW.

Der gesamte Energieverbrauch erzählt jedoch eine andere Geschichte. Zwischen 2019 und 2025 stieg der Gesamtverbrauch von 384 TWh auf 488 TWh – eine jährliche Wachstumsrate (CAGR) von 4,08 %. Selbst als die Spitzenlast von 2024 bis 2025 um 1,8 % sank, stieg der Gesamtverbrauch um 5,8 %.

Diese Entwicklung zeigt eine Veränderung des Lastprofils. Mildes Wetter drückte die Spitzenlast, während der Grundbedarf weiter wuchs. Das Wachstum kommt von Rechenzentren, einem Anstieg im Wohnbereich und der fortschreitenden Elektrifizierung der Öl- und Gasindustrie im Permian Basin.

Neue Nachfrage – etwa durch Rechenzentren und elektrifizierte Öl- & Gasindustrie – ist überwiegend rund um die Uhr vorhanden. Besonders sichtbar ist das in der Far West (FWEST) Wetterzone. Die FWEST-Last stieg zwischen 2019 und 2025 um 116,5 % – 4,3-mal schneller als im ERCOT-Gesamtnetz. Die Zone macht nun 9,2 % der gesamten ERCOT-Last aus, verglichen mit 5,5 % im Jahr 2019.

Das Lastprofil von FWEST ist besonders flach, mit einem Peak-to-Trough-Verhältnis von nur 1,07x gegenüber dem Systemdurchschnitt von 1,34x in ERCOT. Diese Flachheit spiegelt den kontinuierlichen Betrieb von Rechenzentren und Öl- & Gasanlagen wider.

Da die flache Nachfrage mit Speichern kombiniert wird, die traditionelle Abendspitzen abmildern, verlagern sich die Preisunterschiede zunehmend in die späteren Abendstunden.

Ein Teil der neuen Nachfrage wird zwar durch eigene Gasturbinen gedeckt, aber Engpässe bei der Turbinenbeschaffung begrenzen dies. Es stehen nicht genug Turbinen zur Verfügung, um das gesamte Wachstum abzudecken.

Niedrige Preise könnten durch Stilllegungen thermischer Kraftwerke einen Sog-Effekt auslösen

Niedrige Preise und reduzierte Volatilität schmälern die Batterieerlöse, schaden aber auch alternden Kohle- und Gaskraftwerken. Diese Anlagen haben oft lange Mindestlaufzeiten und Anfahrzeiten und können ihre Betriebskosten bei anhaltend niedrigen Preisen kaum rechtfertigen.

Ältere Kraftwerke haben höhere Wirkungsgrade und benötigen mehr Brennstoff pro erzeugter MWh. Ihre Spark Spreads – also der Unterschied zwischen Strompreis und Brennstoffkosten – sind dadurch dünner.

Wenn die Preise rund um die Uhr niedrig sind, stehen diese Einheiten vor einem doppelten Problem: Sie können weder schnell genug reagieren, um Preisspitzen zu nutzen, noch rentabel bei niedrigen Preisen produzieren.

Wenn die Durchschnittspreise sinken, werden zuerst die älteren, ineffizienten Einheiten unrentabel und laufen seltener.

Break-even-Analysen zeigen: Ältere Kohlekraftwerke arbeiten oft mit Verlust

Break-even-Preise lassen sich anhand der gesamten Betriebskosten berechnen: Brennstoffkosten (inklusive angenommener Wirkungsgrade), variable und fixe O&M, wobei fixe O&M auf $/MWh anhand realer Kapazitätsfaktoren umgelegt wird.

Ältere Anlagen haben höhere Wirkungsgrade und Wartungskosten. Über 10 GW Kohlekraftwerke in ERCOT sind über 40 Jahre alt, 12 GW Gaskraftwerke sogar über 50 Jahre.

2024 blieben nur Gas-Kombikraftwerke im Vergleich zu den vollen Betriebskosten profitabel. Dieser Trend setzte sich 2025 fort. Höhere Gaspreise trugen dazu bei, dass die ATC-Preise von 27 $/MWh auf 33 $/MWh stiegen. Der angenommene Break-even für ältere Kohlekraftwerke lag jedoch mit ~36–37 $/MWh weiterhin über dem Jahresdurchschnitt.

Stilllegungen könnten die Volatilität zurückbringen

Die Stilllegung einiger thermischer Erzeugung wird teilweise durch weitere Wind-, Solar- und Speicherprojekte kompensiert. Der Abbau regelbarer Kapazität führt jedoch dazu, dass Preise bei geringer erneuerbarer Einspeisung volatiler werden – es sei denn, der Ausbau flexibler Ressourcen hält Schritt.

Dies führt zu einem Sog-Effekt: Niedrige Einnahmen beschleunigen Stilllegungen, wodurch das Angebot sinkt, Knappheit wahrscheinlicher wird und letztlich die Volatilität zurückkehrt, die die niedrigen Einnahmen ursprünglich verursacht hat.

Die kurzfristige Lücke zum langfristigen Potenzial überbrücken

Die Volatilität wird in ERCOT irgendwann zurückkehren. Die Frage ist, wie Projekte bis dahin überleben. Drei Lösungsansätze könnten die Lücke überbrücken: Absicherungsanforderungen, neue Hilfsdienste und kreative Abnahmestrukturen.

Absicherungsanforderungen sind noch nicht definiert

Das texanische Gesetz House Bill 1500 aus der Legislaturperiode 2023 schreibt Absicherungsanforderungen für Erzeugungsressourcen in ERCOT vor.

Die Anforderungen gelten für Erzeuger, die nach dem 1. Januar 2027 einen Netzanschlussvertrag unterzeichnen und mindestens ein Jahr lang betrieben werden.

Erzeuger müssen bei Hochrisikoereignissen mindestens ihre durchschnittliche Erzeugungsfähigkeit bereitstellen. Wer die Leistungsstandards nicht garantieren kann, muss regelbare Kapazität über bilaterale Verträge oder durch Co-Location sichern.

Die PUCT veröffentlichte im Juli 2024 einen Vorschlag zur öffentlichen Anhörung. Einige Punkte sind noch in der Diskussion.

Die vorgeschlagene Methodik „Seasonal Average Generation Capability“ (SAGC) berechnet einen durchschnittlichen Prozentsatz für jede Stunde pro Saison. Stakeholder kritisieren, dass dies die Solarproduktion falsch abbildet und thermische Kraftwerke wegen Temperaturschwankungen benachteiligt.

Für BESS ist besonders kritisch, dass der aktuelle Vorschlag es Batterien erschwert, als Absicherungsanbieter zu gelten. Nur Output oberhalb des SAGC zählt, aber Batterieoutput entspricht meist dem saisonalen Durchschnitt. Stakeholder lehnen diesen Ausschluss ab und argumentieren, dass Batterieflexibilität die Netzstabilität unterstützt.

Auch die Strafstruktur ist umstritten. Der Vorschlag sieht Strafen in Höhe von 20 % des effektiven Wertes des verlorenen Lasts (VOLL) vor, begrenzt auf 15 kritische Stunden pro Saison. Stakeholder fordern stattdessen eine feste Strafe von 1.000 $/MWh für langfristige Investitionssicherheit. Das würde die potenziellen Einnahmen aus einem Absicherungsvertrag effektiv auf 15 $/kW begrenzen.

Sollten Batterien als Absicherungsanbieter zugelassen werden, entstünde eine neue bilaterale Einnahmequelle und ein Anreiz für Co-Location mit erneuerbaren Energien. Projekte, die ab etwa 2027 ans Netz gehen, würden am meisten profitieren.

Neue Hilfsdienste könnten Diversifikation bieten

Der einzige neue Hilfsdienst, der in ERCOT definitiv entwickelt wird, ist der Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). DRRS fungiert als Vergütung für regelbare Kapazität, bietet ein längeres Einsatzfenster als Non-Spinning Reserve und wird vor dem Echtzeitmarkt aktiviert.

Die Teilnahme wird jedoch voraussichtlich auf Batterien mit mindestens vier Stunden Dauer begrenzt. Keine der heute in ERCOT aktiven Batterien würde qualifizieren.

Andere potenzielle Dienste sind spekulativer. Voltage Support Service könnte in West Texas lokalen Wert schaffen, indem grid-forming Inverter für die Integration von inverterbasierten Ressourcen vergütet werden. Inertia Support Service könnte Ressourcen für die Unterstützung der Frequenzänderungsrate (ROCOF) entschädigen, wobei die Teilnahme wohl auch auf thermische Kraftwerke ausgeweitet würde.

Ob diese Dienste tatsächlich entwickelt werden, ist nicht garantiert. Falls ja, würden sie wahrscheinlich bilateral statt über den Markt vergeben. ERCOT könnte sich dabei an Deutschland orientieren, wo ein Inertiamarkt entsteht.

Kreative Abnahmestrukturen

Traditionelle Tolling-Verträge finden kaum Anwendung. Die Bedürfnisse von Entwicklern und Abnehmern gehen auseinander, was zu einer großen Bid-Ask-Spanne führt. Abnehmer bewerten kurzfristige Einnahmen gering und bevorzugen kürzere Laufzeiten, während Entwickler längere Planungssicherheit zur Deckung ihrer Kosten benötigen.

Mehrere alternative Strukturen könnten diese Lücke schließen: Umsatzbeteiligungen mit Upside-Optionen, virtuelle oder partielle Tolling-Verträge, Hedges zwischen Hub und Node sowie Zahlungen abhängig von der Capture Rate.

Auch neue Abnahmepartner könnten entstehen. Versicherer könnten Einnahmen gegen einen Basiswert absichern – sei es ein fester Mindestwert oder ein gleitender Referenzwert, der sich am Durchschnitt einer Marktgruppe orientiert.

Besitz, Betrieb und Investition in BESS in ERCOT erfordern Geduld – und die richtige Überbrückung

Der Anlagehorizont von 15–20 Jahren bleibt aussichtsreich. Kurzfristige Renditen sind nicht garantiert, aber die strukturellen Voraussetzungen für Knappheit dürften wiederkehren.

Projekte, die die Lücke überbrücken können, zum Beispiel durch:

• maximale Ausnutzung von Preisspreads,
• die Nutzung attraktiver Preisspreads, die sich in den späten Abend und die Nacht verschieben,
• die Einführung neuer Hilfsdienste,
• den Abschluss von Verträgen, die Anforderungen an erneuerbare Absicherung erfüllen,
• oder die Absicherung gegen Jahre mit geringer Volatilität durch Abnahmeverträge oder Positionen im Terminmarkt,

werden gut aufgestellt sein, um vom Aufschwung zu profitieren, sobald dieser eintritt.