ERCOT: TEF bringt erste Projekte ans Netz, aber die Turbinen-Lieferkette bremst den Ausbau von Gaskraftwerken
ERCOT: TEF bringt erste Projekte ans Netz, aber die Turbinen-Lieferkette bremst den Ausbau von Gaskraftwerken
Texas wird das 10-GW-Ziel des Texas Energy Fund (TEF) voraussichtlich verfehlen. Ein realistischer Wert liegt zwischen 5,5 und 7 GW, da die Investitionskosten (CapEx) für Gaskraftwerke in Texas seit 2023 etwa doppelt so hoch sind. Pin Oak Creek (460 MW) und TH Wharton (456 MW) sind die einzigen TEF-Projekte, die derzeit in Betrieb sind – beide gingen in den letzten Monaten ans Netz.
Trotzdem wird ERCOT bis zum Ende des Jahrzehnts mehr neue Gasturbinen anziehen als jedes andere US-ISO, gestützt durch die steilste Nachfragekurve des Landes. Doch das weltweite Turbinenangebot ist begrenzt. Auch das größte Stück eines relativ festen Kuchens reicht allein nicht aus, um das Nachfragewachstum von ERCOT zu decken. Der Großteil der neuen Kapazitäten, die in ERCOT in den späten 2020er- und frühen 2030er-Jahren ans Netz gehen, wird weiterhin aus Solarenergie und Batteriespeichern (BESS) stammen.
Wichtige Erkenntnisse
- TEF hat seit Juni 2025 sechs Kreditverträge über insgesamt 3,5 GW abgeschlossen. Die verbleibenden 5,8 GW, die sich noch in der Due Diligence befinden, werden voraussichtlich nicht vor der ersten Auszahlungsfrist am 31. Dezember 2026 abgeschlossen.
- Die Investitionskosten für neue Gaskraftwerke in Texas haben sich seit 2023 mehr als verdoppelt. Der Median für Frame CT stieg von 562 $/kW (2023) auf prognostizierte 1.359 $/kW (2030). H/J-Klasse CCGT erhöhte sich von 898 $/kW auf 1.852 $/kW.
- Texas liegt bei den EIA-Referenzwerten für Overnight CapEx bei einfachen Spitzenlastkraftwerken (Peaker) 13 bis 15 % unter dem US-Durchschnitt. Offen gelegte H/J-Klasse CCGTs in Texas schneiden etwa gleich ab wie vergleichbare Projekte außerhalb von Texas, wobei TEF-finanzierte Projekte am unteren Ende und regulierte sowie BTM-Bauten darüber liegen.
- Der Energiebedarf in ERCOT ist seit 2020 um 28 % gestiegen – doppelt so schnell wie in jedem anderen US-Netz. Hyperscaler und Versorger sind bereit, für neue gesicherte Kapazitäten einen Aufpreis zu zahlen.
- Im fortgeschrittenen Reifestadium im ERCOT-Queue übersteigen Solar- und Batteriespeicherprojekte Gasressourcen um das Zehnfache – 47 GW gegenüber 4,6 GW Gas.
Wie nah kommt der TEF dem 10-GW-Ziel?
Die Public Utility Commission of Texas (PUCT) hat seit Juni 2025 sechs Kreditverträge mit insgesamt 3,5 GW abgeschlossen. Calpines Pin Oak Creek erreichte im Frühjahr 2026 den kommerziellen Vollbetrieb. NRGs TH Wharton erhielt die Synchronisationsfreigabe und ist faktisch am Netz.
Die in Betrieb befindlichen Projekte sind Frame-CT-Peaker mit relativ kurzen Bauzeiten; ihre Kredite wurden als erste der sechs Projekte Ende 2025 abgeschlossen. TH Wharton ist eine Brownfield-Erweiterung an einem bestehenden NRG-Standort, während Pin Oak Creek ein Greenfield-Projekt ist.
Beide Projekte realisierten einen CapEx unter 1.020 $/kW. Von den verbleibenden vier sind Cedar Bayou 5 (697 MW) und CPV Basin Ranch (1.350 MW) größere H-Klasse-CCGTs mit längeren Turbinenlieferzeiten. Greens Bayou 6 (445 MW) und Rock Island (122 MW) sind kleinere Frame-CTs, deren Kredite Anfang 2026 abgeschlossen wurden und die sich noch im Bau befinden.
Zwei Fristen begrenzen das Programm: Die PUCT muss die ersten Kreditauszahlungen bis zum 31. Dezember 2026 leisten. Ohne Verlängerung ist es daher unwahrscheinlich, dass Projekte, die sich nicht bereits in der Due Diligence befinden, einen Kredit erhalten. Zudem sinkt der Completion Bonus Grant für Projekte, die nach dem 1. Juni 2026 ans Netz gehen, von 120.000 $/MW auf 80.000 $/MW und läuft am 1. Juni 2029 vollständig aus.
Die vom TEF genehmigten 5,38 Milliarden US-Dollar an Krediten unterstützen bis zu 8,97 Milliarden US-Dollar an Gesamtprojektvolumen bei einer maximalen Kredit-zu-Kosten-Quote von 60 %. Nach den zentralen CapEx-Prognosen von Modo Energy (basierend auf dem Median der jüngst veröffentlichten Projektkosten in Texas nach COD-Jahr) finanziert der Kreditpool 7,9 GW bei 1.134 $/kW für Frame-CTs. Bei 1.941 $/kW für H/J-Klasse-CCGTs werden 4,6 GW finanziert. Mit Blick auf den CCGT-lastigen Mix der Shortlist liegt der realistische Wert zwischen 5,5 und 7 GW.
CapEx für neue Gaskraftwerke hat sich mehr als verdoppelt, besonders bei Projekten mit längerer Vorlaufzeit
In Texas lagen Frame-CT-Projekte mit COD 2023 im Schnitt bei 562 $/kW. Die Kohorte 2026 bis 2027 liegt bei etwa 1.000 $/kW. Die Kohorte 2028 bis 2030 erreicht im Schnitt 1.250 bis 1.400 $/kW. H/J-Klasse-CCGTs stiegen von 898 $/kW (2023) auf rund 1.850 $/kW für die Kohorte 2027 bis 2030.
