Im Jahr 2025 erzielte das durchschnittliche Batteriespeichersystem (BESS) in ERCOT Einnahmen, die 84 % unter den bisherigen Höchstwerten von 2023 lagen.

Dies ist größtenteils aus zwei Gründen geschehen.

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

Zweitens gibt es in ERCOT wahrscheinlich bereits genügend Batteriespeicher, um die Systemstabilität zu gewährleisten und Preisspitzen – zumindest vorerst – zu minimieren.

Die Märkte für Systemdienstleistungen sind gesättigt, während die verstärkte Teilnahme von Batterien am Energie-Arbitragehandel die Volatilität verringert.

Die kurzfristige Wirtschaftlichkeit hat sich abgeschwächt.

Allerdings steht ein Nachfragewachstum bevor, und in der Zwischenzeit stehen auch bestehende thermische Kraftwerke unter demselben Erlösdruck wie Batterien. Sollten Stilllegungen schneller erfolgen, bevor neue Nachfrage entsteht, kehrt Knappheit zurück. Und sobald neue Nachfrage tatsächlich eintritt, werden zusätzliche Erzeugungs- und Speicherkapazitäten benötigt, um sie zu decken.

Die Frage ist nicht, ob es für Batteriespeicher in ERCOT in den nächsten 15–20 Jahren Potenzial nach oben gibt – sondern wie die Branche die Lücke in den nächsten 2–4 Jahren überbrücken kann.

Wichtige Erkenntnisse:

• BESS-Einnahmen sind aufgrund milderem Wetter und Marktsättigung eingebrochen. Die BESS-Kapazität ist seit 2020 um das 70-Fache gewachsen, während es 2024–2025 keine extremen Wetterereignisse gab, die Knappheit erzeugen.
• Das Lastwachstum ist real, aber überschätzt. Die Schlagzeile von 220 GW für ERCOT wird sich nicht erfüllen. Eine realistische Prognose: 105 GW bis 2030, immer noch 22 % Wachstum in vier Jahren.
• Die Nachfrage verändert sich strukturell. Der Energieverbrauch ist seit 2019 um 27 % gestiegen, obwohl die Spitzenlast stagnierte. Die Last in der Far West Wetterzone wuchs in sechs Jahren um 116 %, 4,3-mal schneller als der Netzschnitt.
• Thermische Stilllegungen können Volatilität zurückbringen. Über 22 GW alternder Kohle- und Gaskraftwerke sind gefährdet. Nur Gas-Kombikraftwerke blieben 2024–2025 profitabel.
• Überbrückungslösungen sind in Sicht. Absicherungsverträge, neue Systemdienstleistungen wie DRRS und kreative Abnahmeverträge könnten Projekte am Leben halten, bis Knappheit zurückkehrt.

Mildes Wetter und Marktsättigung haben die Batterieerlöse reduziert

2024 und 2025 fehlten die extremen Wetterereignisse, die normalerweise zu Knappheit führen.

Die Sommer dieser Jahre entsprachen beim Durchschnitt der Temperaturen dem 15-Jahres-Schnitt von 2008–2022. Mit anderen Worten: Die Temperaturen waren „mild“ – sie wichen nicht stark vom Durchschnitt ab.

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

Doch milde Wetterjahre sind nicht der einzige Grund, warum die Erlösmöglichkeiten für BESS in ERCOT in den letzten zwei Jahren zurückgingen.

Die Marktsättigung ist der andere Faktor.

Tatsächlich gibt es wahrscheinlich bereits genug Batteriespeicher, um die heutigen Herausforderungen in ERCOT zu bedienen – zumindest jene, für die Batterien geeignet sind und für die der Markt eine Vergütung vorsieht.

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 – ein Wachstum um das 70-Fache. Fast 10 dieser 14 GW gingen 2024 und 2025 ans Netz. Mehr Details zum Ausbau finden Sie hier.

Mit mehr Batterien am Netz steigt der Wettbewerb, was die Erlösmöglichkeiten kannibalisiert.

Die Sättigung ist real – mehr Batteriespeicher erhöht den Wettbewerb um ein relativ stabiles Angebot an Chancen, sowohl bei Systemdienstleistungen als auch im Energiemarkt.

Mehr dazu, wie die zunehmende Präsenz von BESS zu sinkenden Erlösen geführt hat und wie Betreiber reagieren, lesen Sie hier.

Dass die aktuellen Erlösmöglichkeiten so niedrig bleiben, hängt davon ab, dass Angebot und Nachfrage auch künftig so bleiben wie heute.

Lastwachstum und thermische Stilllegungen könnten Volatilität zurückbringen

Die Volatilität ist in ERCOT in den letzten zwei Jahren fast vollständig verschwunden. 2025 gab es nur drei Tage, an denen die durchschnittliche Batterie mindestens 0,50 $/kW verdiente, verglichen mit 16 im Jahr 2024 und 58 im Jahr 2023.

Damit Volatilität – und damit Erlösmöglichkeiten für Batterien – auch künftig so niedrig bleiben, müssten das aktuelle Verhältnis von Angebot und Nachfrage sowie die jüngsten Wetterbedingungen dauerhaft anhalten. Das wird jedoch nicht der Fall sein.

Lastwachstum kommt, aber Zeitpunkt und Ausmaß sind unsicher

Die offiziellen Prognosen für das Lastwachstum im ERCOT Long Term Load Forecast sind übertrieben. Die genannte Spitzenlast von ~220 GW für 2030 wird nicht erreicht werden. Dennoch steht ein spürbares Wachstum bevor.

Die Zahlen sind aufgebläht, weil der Eintritt zur Anmeldung als Großverbraucher in ERCOT praktisch kostenlos ist. Ein potenzieller Entwickler eines Rechenzentrums zahlt nichts, um seine Absicht anzumelden. Daher enthält die Warteschlange viel mehr potenzielle Nachfrage, als je realisiert wird – ähnlich wie bei der Anmeldung neuer Erzeugungsanlagen.

Ein realistischeres Bild ergibt sich, wenn man einzelne Großverbraucher-Projekte von unten nach oben bewertet und mit einem Abschlag von etwa 25 % versieht, der der historischen Realisierungsquote bei der Erzeugung entspricht.

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Diese Herangehensweise prognostiziert eine Spitzenlast von etwa 105 GW bis 2030. Das entspricht einem Zuwachs von 19 GW gegenüber dem Allzeithoch 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. PGRR 115, PGRR 134 und weitere Prozesse sollen mehr Transparenz bei den Anschlusszeiten großer Verbraucher schaffen und könnten höhere Eintrittsbarrieren einführen – möglicherweise mit sechsstelligen Dollarbeträgen als Kaution nur für die Aufnahme in die Warteschlange.

Während der Stakeholder-Prozess ein realistischeres Bild schaffen soll, wäre es ein Fehler, zu glauben, dass es kein Nachfragewachstum gibt. Die Warteschlangenzahlen übertreiben das kurzfristige Wachstum, doch der zugrunde liegende Energiebedarf wächst bereits spürbar.

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

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

Der gesamte Energieverbrauch erzählt eine andere Geschichte. Zwischen 2019 und 2025 stieg der Gesamtverbrauch von 384 TWh auf 488 TWh, ein jährliches Wachstum von 4,08 %. Selbst als die Spitzenlast zwischen 2024 und 2025 um 1,8 % fiel, stieg der Gesamtverbrauch um 5,8 %.

Diese Entwicklung zeigt eine Veränderung im Lastprofil. Mildes Wetter drückte die Spitzenlast, während der Grundverbrauch weiter anstieg. Das Wachstum kommt von Rechenzentren, mehr Verbrauch in Haushalten und der fortschreitenden Elektrifizierung der Öl- und Gasindustrie im Permian Basin.

Neue Nachfrage – wie Rechenzentren und elektrifizierte Öl- & Gasindustrie – ist überwiegend rund um die Uhr vorhanden. Am deutlichsten zeigt sich das in der Far West (FWEST) Wetterzone. Die Last in FWEST stieg zwischen 2019 und 2025 um 116,5 %, 4,3-mal schneller als im ERCOT-Gebiet insgesamt. Der Anteil der Zone an der Gesamtlast liegt nun bei 9,2 %, nach 5,5 % im Jahr 2019.

Das Lastprofil von FWEST ist besonders flach, mit einem Verhältnis von Spitzen- zu Mindestlast von nur 1,07x gegenüber 1,34x im ERCOT-Schnitt. Dieser Verlauf spiegelt den durchgehenden Betrieb von Rechenzentren und Öl- & Gasindustrie wider.

Mit flacherer Nachfrage und Speichern, die traditionelle Abendspitzen dämpfen, verschieben sich die Chancen für Preisdifferenzen in die späteren Abendstunden.

Ein Teil der neuen Nachfrage könnte mit eigenen Gasturbinen gedeckt werden, doch Engpässe bei der Turbinenbeschaffung begrenzen dies. Es sind nicht genug Turbinen verfügbar, um das gesamte Wachstum abzufangen.

Niedrige Preise könnten einen Push-Pull-Effekt bei thermischen Stilllegungen erzeugen

Niedrige Preise und geringe Volatilität verringern die Batterieerlöse, schaden aber auch alternden Kohle- und Gaskraftwerken. Diese Anlagen haben oft lange Mindestlaufzeiten und Startzeiten. Bei dauerhaft niedrigen Preisen lohnt sich der Betrieb kaum noch.

Ältere Kraftwerke haben höhere Wärmeraten und benötigen mehr Brennstoff pro erzeugter MWh. Ihre „Spark Spreads“, also die Differenz zwischen Strompreis und Brennstoffkosten, sind entsprechend geringer.

Sinken die Preise rund um die Uhr, verschärft sich das Problem: Diese Anlagen können nicht schnell genug reagieren, um Preisspitzen zu nutzen, und erwirtschaften in Niedrigpreisstunden Verluste.

Je stärker sich die Durchschnittspreise einengen, desto eher werden ältere, ineffiziente Anlagen unrentabel und laufen seltener.

„Break-Even“-Analyse: Alte Kohlekraftwerke laufen oft mit Verlust

Break-Even-Preise lassen sich anhand der gesamten Betriebskosten berechnen: Brennstoffkosten (inklusive angenommener Wärmeraten), variable O&M sowie fixe O&M, umgerechnet auf $/MWh entsprechend der Kapazitätsfaktoren.

Ältere Anlagen haben höhere Wärmeraten und Wartungskosten. Über 10 GW Kohlekraftwerke in ERCOT sind älter als 40 Jahre, 12 GW Gaskraftwerke älter als 50 Jahre.

2024 waren Gaskombikraftwerke die einzigen thermischen Anlagen, die im Verhältnis zu den vollen Betriebskosten profitabel blieben. Der Trend setzte sich 2025 fort. Höhere Gaspreise führten zu einem Anstieg der ATC-Preise von $27/MWh auf $33/MWh. Der Break-Even für alte Kohlekraftwerke lag mit ~$36–37/MWh aber weiterhin über dem Jahresdurchschnitt.

Stilllegungen könnten Volatilität zurückbringen

Die Stilllegung einiger thermischer Anlagen wird zwar teilweise durch weitere Wind-, Solar- und Speicherzubauten ausgeglichen. Doch der Abbau steuerbarer Kapazitäten macht Preise in Zeiten niedriger Erneuerbaren-Erzeugung volatiler – es sei denn, flexible Ressourcen halten Schritt.

Es entsteht ein Push-Pull-Effekt: Sinkende Erlöse beschleunigen Stilllegungen, das Angebot wird dünner, Knappheit wahrscheinlicher – und letztlich kehrt die Volatilität zurück, die die Erlöse zuvor gedrückt hat.

Die kurzfristige Lücke zum langfristigen Potenzial überbrücken

Irgendwann wird die Volatilität in ERCOT zurückkehren. Die Frage ist, wie Projekte bis dahin überleben. Drei Lösungsansätze könnten die Lücke schließen: Absicherungsanforderungen, neue Systemdienstleistungen und kreative Abnahmeverträge.

Absicherungsanforderungen sind noch nicht definiert

Das Gesetz House Bill 1500, das während der texanischen Legislaturperiode 2023 verabschiedet wurde, schreibt Absicherungsanforderungen für Erzeugungsanlagen in ERCOT vor.

Die Anforderungen gelten für Anlagen, die nach dem 1. Januar 2027 einen Netzanschlussvertrag unterschreiben, und nur für Ressourcen, die bereits mindestens ein Jahr in Betrieb sind.

Erzeuger müssen während Hochrisikoereignissen mindestens ihre durchschnittliche Erzeugungsleistung abrufen. Wer die Vorgaben nicht garantieren kann, muss steuerbare Kapazität über bilaterale Verträge oder Co-Location beschaffen.

Die PUCT veröffentlichte im Juli 2024 einen Vorschlag zur öffentlichen Rückmeldung. Mehrere Punkte sind noch in Diskussion.

Die vorgeschlagene SAGC-Methodik (Seasonal Average Generation Capability) berechnet einen durchschnittlichen Prozentsatz für jede Stunde pro Saison. Stakeholder kritisieren, dies bilde die Solarproduktion falsch ab und benachteilige thermische Anlagen durch Temperaturschwankungen.

Kritisch für BESS: Der aktuelle Vorschlag erschwert es Batterien, als Absicherungsanbieter zu qualifizieren. Nur Output über dem SAGC zählt, doch der Batterieoutput entspricht meist dem saisonalen Durchschnitt. Stakeholder lehnen diesen Ausschluss ab und argumentieren, die Flexibilität von Batterien stärke die Netzstabilität.

Auch das Strafsystem ist umstritten. Der Vorschlag sieht Strafen von 20 % des effektiven Wertes verlorener Last (VOLL) vor, begrenzt auf 15 kritische Stunden pro Saison. Stakeholder fordern stattdessen eine feste Strafe von $1.000/MWh für Planungssicherheit. Damit würde der potenzielle Erlös aus einem Absicherungsvertrag effektiv auf $15/kW gedeckelt.

Werden Batterien als Absicherungsanbieter zugelassen, entstünde eine neue bilaterale Einnahmequelle und ein Anreiz zur Co-Location mit Erneuerbaren. Projekte mit Inbetriebnahme um 2027 würden besonders profitieren.

Neue Systemdienstleistungen könnten Diversifikation bieten

Die einzige neue Systemdienstleistung, die in ERCOT definitiv entwickelt wird, ist der Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). DRRS dient als Vergütung für steuerbare Kapazität, bietet ein längeres Einsatzfenster als Non-Spinning Reserve und wird vor dem Echtzeitmarkt aktiviert.

Die Teilnahme wird sich jedoch wahrscheinlich auf Batterien mit vier oder mehr Stunden Speicherdauer beschränken. Aktuell aktive Batterien in ERCOT wären nicht qualifiziert.

Weitere mögliche Dienstleistungen sind spekulativer. Spannungshaltungsdienste könnten in Westtexas lokalen Wert schaffen, indem sie netzbildende Wechselrichter für die Integration inverterbasierter Ressourcen vergüten. Inertialdienste könnten Ressourcen für die Unterstützung der Netzfrequenz (ROCOF) vergüten, wobei die Teilnahme wohl auch thermischen Anlagen offenstünde.

Ob diese Dienste entwickelt werden, ist offen. Falls ja, würden sie wohl bilateral und nicht über den Markt vergeben. ERCOT könnte sich am Beispiel Deutschlands, wo ein Inertiamarkt entsteht, orientieren.

Kreative Abnahmestrukturen

Traditionelle Tolling-Verträge finden wenig Anklang. Die Bedürfnisse der Entwickler und die Bereitschaft der Abnehmer klaffen auseinander – die Spanne zwischen Gebot und Nachfrage ist groß. Abnehmer messen kurzfristigen Erlösen wenig Wert bei und bevorzugen kurze Laufzeiten, während Entwickler langfristige Planungssicherheit benötigen.

Mehrere alternative Strukturen könnten diese Lücke überbrücken: Umsatzbeteiligungen mit Upside-Option, virtuelle oder partielle Tolling-Modelle, Hedges zwischen Knoten- und Hubpreisen, oder Zahlungen abhängig von der Capture Rate.

Auch neue Abnahmepartner könnten entstehen. Versicherer könnten Erlöse gegen einen Basiswert absichern, sei es ein fixer Mindestwert oder ein gleitender Durchschnitt der Marktsegmenterlöse.

Volatilitäts-Swaps mit Stromversorgern (LSEs) sind ebenfalls ein vielversprechendes Modell.

Versorger (LSEs) und Batteriebetreiber haben gegenläufige Risiken: Versorger leiden bei hoher Volatilität, Batteriebetreiber bei niedriger Volatilität, wenn Arbitragemöglichkeiten fehlen.

Ein Volatilitäts-Swap isoliert dieses Risiko, indem ein fixer Preis für eine Volatilitätskennzahl – etwa die tägliche Spreizung zwischen den zwei teuersten und billigsten Stunden – im Voraus vereinbart wird.

Übersteigen die realen Spreads das vereinbarte Niveau, zahlt der Batteriebetreiber an den Versorger. Liegen sie darunter, zahlt der Versorger an den Batteriebetreiber. Die Dispatch-Erlöse der Batterie gleichen die Verpflichtungen bei hoher Volatilität aus, während die Zahlung des Versorgers in ruhigen Märkten ein Erlösminimum garantiert.

BESS in ERCOT besitzen, betreiben und investieren erfordert Geduld – und die richtige Überbrückung

Der 15–20-jährige Investment-Case bleibt intakt. Kurzfristige Erträge sind nicht garantiert, aber die strukturellen Bedingungen für Knappheit werden voraussichtlich wieder auftreten.

Projekte, die die Lücke durch Lösungen wie:

• maximale Ausnutzung von Preisspreads,
• die Erschließung attraktiver Preisspreads bis in die späten Abend- und Nachtstunden,
• die Einführung neuer Systemdienstleistungen,
• Verträge, die die Anforderungen an erneuerbare Absicherung erfüllen,
• oder Absicherung gegen Jahre mit geringer Volatilität durch Abnahme- oder Terminmarktpositionen,

werden gut positioniert sein, um vom Aufschwung zu profitieren, sobald er eintritt.

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