Die installierte Kapazität von Wind- und Solaranlagen im ERCOT-System wird bis 2025 auf 65 GW anwachsen. Geplante Projekte könnten diese Summe bis 2030 auf 109 GW erhöhen.

Doch das wachsende Portfolio an erneuerbaren Energien steht vor einem Problem.

Capture-Preise – der durchschnittliche Preis, zu dem Wind- und Solarstrom verkauft wird – liegen deutlich unter den Levelized Cost of Energy, also dem Preis, zu dem Strom verkauft werden muss, um profitabel zu sein.

Anlagen, die Strom ausschließlich am Großhandelsmarkt verkaufen, können keine Rendite erzielen.

Doch das ist kein neues Phänomen.

Erneuerbare Projekte in den USA haben sich historisch vor allem auf Power Purchase Agreements (PPAs) als Haupteinnahmequelle gestützt.

Wie Tolling Agreements für Batteriespeicher bieten PPAs Wind- und Solarprojekten einen Marktzugang über einen Abnehmer.

Der Abnehmer sorgt für stabilere, risikoadjustierte Erträge – was es Entwicklern ermöglicht, günstigere Finanzierungsmittel für Bau und Betrieb der Projekte zu erhalten.

Mangels eines Kapazitätsmarktes sind Projekte in ERCOT auf PPAs angewiesen, um sich gegen niedrige Großhandelspreise abzusichern.

Die Mehrheit der erneuerbaren PPAs wird jedoch „as-produced“ abgerechnet – die Einnahmen sind also an die tatsächlich ins Netz gelieferte Strommenge gebunden.

Wenn ERCOT einen Erzeuger anweist, seine Einspeisung zur Sicherung der Netzstabilität zu reduzieren, wird diese abgeregelte Energie nicht geliefert und daher auch nicht über die PPA vergütet.

Abregelung ist eine der größten Herausforderungen, die PPAs nicht lösen – für nicht erzeugten Strom erhalten Projekte keine Vergütung.

Abregelung nimmt zu: Generatoren verloren letztes Jahr 8 TWh Energie

2024 zwang Netzengpässe ERCOT dazu, über 8 TWh Wind- und Solarstrom abzuregeln. Dies ist Teil eines wachsenden Trends, der PPA-Vereinbarungen gefährdet. Immer größere Anteile der Erzeugung können nicht mehr mit Abnehmern abgerechnet werden.

Abregelung ist besonders für Solarenergie in Westtexas problematisch. Die industrielle Grundlast fällt tagsüber oft deutlich unter die Erzeugung, was zu einem Überschuss an Solarstrom führt.

Der Überschuss an Energie kann wegen der West Texas Export-Beschränkung nicht in die weiter östlich liegenden Verbrauchszentren transportiert werden – so werden 22 % der erneuerbaren Energie in ERCOT abgeregelt.

Der Großteil dieser Abregelung findet im Frühjahr statt. Von Januar bis April sinkt die Nachfrage durch niedrigere Temperaturen. Gleichzeitig nehmen Übertragungsnetzausfälle zu, da Betreiber Wartungen vor den kritischen Sommermonaten durchführen. Dadurch entsteht ein saisonales Muster, bei dem überschüssige Erzeugung nicht ins Netz eingespeist werden kann und Einnahmen verloren gehen.

Manche Standorte verlieren 200 GWh durch Abregelung – andere gar nichts

ERCOT löst lokale Netzengpässe, indem die Erzeugung an einzelnen Standorten heruntergefahren wird.

Engpassmuster treten regelmäßig auf und betreffen manche Standorte stärker als andere – abhängig von ihrer Lage im Netz, ihrem Einfluss auf Übertragungsengpässe und den Preisen, zu denen sie Strom anbieten.

Bei Windparks verlieren die am stärksten abgeregelten Standorte jährlich 200 GWh – während andere gar nicht betroffen sind. Die am stärksten abgeregelten Solarstandorte, meist mit deutlich geringerer installierter Leistung, verlieren 100 GWh.

Wird ein durchschnittlicher Standort abgeregelt, verliert er 20–25 % seiner Stromproduktion.

Die am stärksten betroffenen Anlagen verlieren bis zu 60 % ihrer Produktion.

Die am stärksten abgeregelte Windanlage 2024 war Teil des Los Vientos-Projekts – des zweitgrößten Windparks der USA. Eine 200-MW-Einheit am 912-MW-Standort wurde 2024 für 4.430 Stunden abgeregelt. Während der Abregelung wurde die Leistung um 38 % reduziert, was zu einem Verlust von 196 GWh führte.

Wäre diese Energie zu den durchschnittlichen Wind-PPA-Konditionen in ERCOT verkauft worden, hätte dies 8,2 Millionen US-Dollar an zusätzlichen Einnahmen bedeutet.

Zwei Lösungen: Batterien und flexible Nachfrage

Erweiterungen der Netzkapazität sollen die Abregelung von Solar- und Windenergie im gesamten ERCOT-Gebiet verringern. Insbesondere die Einführung von 765 kV-Übertragungsleitungen im Rahmen des Permian Basin Reliability Plans soll die Erträge für Projekte in der West Load Zone verbessern.

Kurzfristig können Investoren ihre Renditen jedoch auf zwei Wegen steigern.

1. Für Solar: Kombination mit Energiespeichern

Kombinierte Batteriespeicher verschieben Solarstrom über den Sonnenuntergang hinaus – und verbessern die Einnahmen auf zwei Arten.

Erstens ermöglicht es Standorten, Strom zu Spitzenpreisen zu verkaufen, indem die Batterie während Zeiten mit überschüssiger Solarproduktion und niedrigen Preisen geladen wird.

Im ersten Halbjahr 2025 erzielten kombinierte Solarstandorte 72 % ihres durchschnittlichen Standortpreises – gegenüber 57 % bei Einzelstandorten. Das bedeutet, dass kombinierte Standorte einen größeren Anteil ihrer Großhandelsumsätze realisieren konnten.

Windprojekte verzeichneten keinen ähnlich starken Anstieg (63 % gegenüber 65 %) – das liegt daran, dass die schwankende Windproduktion es schwieriger macht, mit Speichern gezielt auf Preisspitzen zu reagieren.

Zweitens verschafft es den Standorten Flexibilität bei der Einspeisung, sodass sie grundlastnahe, über den Sonnenuntergang hinausgehende PPAs abschließen können. Das verbessert die Gesamtrendite von Stromlieferverträgen.

2. Zusammenarbeit mit flexiblen Großverbrauchern

Im ERCOT-Stromnetz wird in den kommenden Jahren ein deutlicher Zuwachs an Hyperscale-Rechenzentren erwartet.

Erneuerbare Projekte mit niedrigen Capture-Preisen und hoher Abregelung könnten von einer Partnerschaft mit neuen Großverbrauchern wie Rechenzentren profitieren.

Entwickler von Solar- und Windprojekten sollten bei der Standortwahl neue Anlagen in der Nähe großer Verbraucher ansiedeln. Diese Netzbereiche profitieren vom Überschuss an Erzeugung.

Für bestehende Anlagen könnten virtuelle PPAs mit diesen Großverbrauchern attraktivere Abnahmepreise bieten, unterliegen jedoch denselben Abregelungsrisiken wie klassische Verträge.

Stattdessen könnten kombinierte Konfigurationen es ermöglichen, dass große Verbraucher direkt neben bestehenden Solar- und Windanlagen an einem gemeinsamen Netzanschlusspunkt angesiedelt werden.

Heute stehen Entwickler bei der Kombination verschiedener Technologien hinter einem gemeinsamen Netzanschlusspunkt vor komplexen Mess- und Registrierungsanforderungen.

Doch bereits ab 2026 könnte Senate Bill 6 die Net-Metering-Regelungen zwischen bestehenden Erzeugungsanlagen und Großverbrauchern grundlegend verändern.

Damit könnten die Vorteile von PPA-gestützter und Merchant-Erzeugung, kombinierter Speicherung und flexibler Nachfrage großer Industrieabnehmer elegant hinter einem Netzanschlusspunkt vereint werden.