House Bill 1500, verabschiedet durch die 88. texanische Legislative im Jahr 2023, schreibt vor, dass neue Erzeugungsanlagen in ERCOT ihre Kapazität „absichern“ müssen, also während Stunden mit hohem Zuverlässigkeitsrisiko einen bestimmten Prozentsatz ihrer installierten Nennleistung verfügbar machen – andernfalls droht eine Strafe.

Der ERCOT-Vorstand genehmigte die Umsetzungsregeln, Nodal Protocol Revision Request (NPRR) 1328, am 15. September 2026. Das Programm geht nun an die Public Utility Commission of Texas. Das Gesetz verlangt eine Umsetzung bis spätestens 1. Dezember 2027.

Die Strafe greift nur in Stunden, in denen ERCOTs Betriebsreserve unter 3.000 MW fällt. Das ist seit September 2023 an keinem Tag vorgekommen.

Das ist die kurzfristige Perspektive. Da die Auslösebedingung fehlt und bis 2028 keine Ressourcen verpflichtet sind, entstehen den Erzeugern aktuell keine Kosten.

Langfristig sieht es anders aus. Die Verpflichtung bemisst sich am durchschnittlichen saisonalen Potenzial einer Anlage. In den Stunden mit den niedrigsten Reserven erzeugen Wind und Solar deutlich weniger als diesen Durchschnitt. Nach Sonnenuntergang und vor Sonnenaufgang ist Solar nahezu bei null. Wind liegt in den Sommer-Stunden mit Knappheit deutlich unter dem saisonalen Mittel.

Kehren Stunden mit Reserven unter 3.000 MW zurück, sind Wind- und Solaranlagen am stärksten von der Strafe betroffen. Solar verfehlt das Ziel in jeder Saison. Wind fällt im Sommer und bei extremer Winterkälte zurück.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Anforderung zur gesicherten Kapazität dürfte kurzfristig nicht greifen. Seit September 2023 sind die Reserven nicht unter 3.000 MW gefallen. Der Tiefpunkt lag bei 4.213 MW im Januar 2026, im Sommer 2026 bei 4.533 MW.
• Die Sommerverpflichtung einer Solaranlage liegt bei etwa 27 % der Nennleistung. In den Stunden nach Sonnenuntergang, wenn die Reserven am niedrigsten sind, beträgt die Solarproduktion meist etwa 2 % der Nennleistung.
• Windsommerverpflichtung liegt bei etwa 32 % der Nennleistung. In echten Knappheitsstunden lag die Windproduktion im Schnitt bei 9,7 % der Nennleistung.
• Die theoretisch maximale Strafe beträgt 60 $ pro kW und Jahr, falls eine Anlage mit 75 % Verpflichtung in allen 60 relevanten Stunden nichts liefert. In einem Jahr mit vielen Engpässen zahlt eine ungesicherte Solaranlage etwa 6,40 $ pro kW und Jahr, eine Windanlage etwa 6,80 $.

So funktioniert das Firming-Programm

Das Programm gilt für Erzeugungsressourcen mit einem Netzanschlussvertrag ab dem 1. Januar 2027, beginnend ein Jahr nach Inbetriebnahme. Energiespeicher und Anlagen in privaten Netzen, die überwiegend den Eigenbedarf decken, sind ausgenommen.

Jede verpflichtete Ressource erhält eine saisonale Durchschnittskapazität (Seasonal Average Generation Capability, SAGC). ERCOT nimmt das telemetrierte High Sustained Limit der Einheit, also die maximal gemeldete Leistung in jedem Fünf-Minuten-Intervall, mittelt diese über alle Intervalle derselben Saison der letzten fünf Jahre und begrenzt das Ergebnis auf maximal 75 % der Nennleistung. Für eine 100-MW-Solaranlage mit einem Sommerdurchschnitt von 27 % ergibt sich ein SAGC von 27 MW.

Diese Durchschnittsberechnung unterscheidet sich von der Akkreditierung in anderen ERCOT-Programmen. Der Capacity, Demand and Reserves Report vom Dezember 2025 bewertet Solar mit etwa 5 % und Wind mit 9 bis 18 % der Nennleistung zur Sommer-Lastspitze, gemessen an der Effective Load Carrying Capability (ELCC), die den Beitrag in den risikoreichsten Stunden misst. Der saisonale Durchschnitt liegt deutlich darüber: 27 % für Solar und etwa 32 % für Wind im Sommer.

Die Verpflichtung gilt in Stunden mit niedriger Betriebsreserve (Low Operation Reserve Hours). Diese liegen innerhalb eines festen Zeitfensters (Generation Firming Baseline Period), das aus einem morgendlichen Rampenfenster, einem saisonalen abendlichen Rampenfenster und weiteren von ERCOT als risikoreich identifizierten Stunden besteht. Für den Sommer umfasst das Abendfenster die Stunden bis 18 bis 21 Uhr. Eine Stunde zählt, wenn die Physical Responsive Capability mindestens 15 Minuten lang unter 3.000 MW fällt. Pro Saison zählen maximal 15 Stunden, es gibt vier Saisons pro Jahr.

Im Beispiel führt eine Bindungsstunde mit 2 MW Output-Potenzial und ohne Day-Ahead-Zuschlag oder Übertragung zu einer Lücke von 25 MW. Bei 1.000 $/MWh kostet das 25.000 $ für diese Stunde. Wenn alle 15 Stunden einer Saison greifen, ergibt das 375.000 $ oder 3,75 $ pro kW.

Day-Ahead-Energie und Hilfsdienstleistungen für die Bindungsstunde werden von der Verpflichtung abgezogen, ebenso Kapazität unter einem Zuverlässigkeitsvertrag. Die Verpflichtung kann auch bilateral übertragen werden (Generation Firming Transfer). Geplante Stillstände, genehmigte Leistungsreduzierungen und Netzengpässe sind für die Stunde ausgenommen. Ungeplante Ausfälle und erzwungene Leistungsreduzierungen nicht.

Was ein Defizit kostet

Das SAGC ist ein saisonaler Durchschnitt, aber die Strafe greift nur in den Stunden mit den niedrigsten Reserven. Die Differenz ist das Defizit, das eine Anlage in eine Bindungsstunde mitnimmt.