​Die Einnahmen für Batteriespeichersysteme (BESS) im ERCOT erreichten 2025 ein Rekordtief. Bis November lagen die kumulierten Erlöse bei etwa 26,0 $/kW, und laut Modo Energy Nowcast werden die Jahreserlöse voraussichtlich bei 29,4 $/kW landen. Das entspricht etwa der Hälfte des Werts von 2024 (56 $/kW) und nur einem Sechstel der 193 $/kW aus 2023. Was war der Grund für diesen Rückgang?

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​Zwei Faktoren.

Erstens fehlte es 2025 an extremen Wetterereignissen, die in Texas für Knappheitspreise sorgen. Zweitens führte das schnelle Kapazitätswachstum zu einer Sättigung der Systemdienstleistungen und verringerte die Spannen für Energiearbitrage. Seit 2020 ist die installierte BESS-Kapazität um das 70-fache gewachsen; allein 2024 und 2025 kamen rund 9 GW hinzu.

Wichtige Erkenntnisse

• Bis November 2025 sind die BESS-Erlöse auf etwa die Hälfte des Wertes von 2024 und ein Sechstel des Niveaus von 2023 gefallen – der starke Rückgang setzt sich fort.
• Texas verzeichnete 2025 zwischen 61–85 % weniger extreme Hitzetage als in den Vorjahren. Selbst bei vergleichbaren Temperaturen blieben die Erlöse zurück, was auf strukturelle Ursachen jenseits des Wetters hindeutet.
• Mit der Sättigung der Systemdienstleistungen wechselten Batterien verstärkt in die Energiearbitrage und boten zu immer niedrigeren Preisen an – bis hin zu Niveaus, die früher durch Gaskraftwerke bestimmt wurden.

In diesem Artikel untersuchen wir:

• Den Zusammenhang zwischen extremen Wetterereignissen und BESS-Erlösen im ERCOT
• Wie das schnelle Kapazitätswachstum den Wettbewerb bei Systemdienstleistungen und Energiemärkten beeinflusst hat
• Die Veränderungen im Angebotsverhalten von Batterien im Vergleich zu Gaskraftwerken
• Preisdynamiken auf Knotenebene und deren Folgen für die Rentabilität von BESS

​2025 fehlten die extremen Wetterlagen, die Knappheitspreise auslösen

Die Erlöse von BESS im ERCOT konzentrieren sich auf wenige, hochpreisige Zeitabschnitte. Diese treten typischerweise bei extremer Hitze oder Kälte auf, wenn das Angebot knapp und die Nachfrage hoch ist.

2025 traten solche Bedingungen nicht ein.

Die jährliche Erlösverteilung macht diesen Unterschied deutlich: In den Vorjahren machten die 30 umsatzstärksten Tage 44 bis 68 % des Jahresergebnisses aus, einzelne Tage bis zu 8–9 %. 2025 entfielen nur 30 % auf die Top-30-Tage, kein einzelner Tag überstieg 3 %.

Die Erlöskurve wurde flacher, weil die Preisspitzen, die für außergewöhnliche Tageserlöse sorgen, ausblieben.

​Der Sommer 2023 war geprägt von längeren Phasen, in denen die Tageshöchstwerte deutlich über dem 15-Jahres-Schnitt lagen, besonders im Juli und August. Auch August 2024 lag über dem Trend.

Im Gegensatz dazu entsprach der Sommer 2025 weitgehend dem historischen Mittel.

​Aber es geht nicht nur um Durchschnittswerte – die Extreme der Temperaturverteilung blieben 2025 aus. Im vergangenen Jahr wurden nur an 11 Tagen landesweit Durchschnittstemperaturen von mindestens 85°F gemessen. In den Vorjahren lag dieser Wert zwischen 28 und 71. Weniger Extremtage bedeuteten weniger Knappheitsintervalle.

​Bemerkenswert ist: „Mild“ ist nicht gleich Durchschnitt. Der Sommer 2024 war nach Durchschnittstemperatur der fünftwärmste der letzten 50 Jahre, lag aber bei den Tageshöchstwerten nur auf Platz 9. Es gab 52 Tage mit landesweiten Durchschnittshöchstwerten über 95°F, was Rang 12 entspricht.

Für die Wirtschaftlichkeit von Batterien zählt die Zahl der Extremwerte mehr als der saisonale Durchschnitt.

Auch bei vergleichbaren Temperaturen schnitt 2025 schlechter ab

Die Gegenüberstellung von Tageserlösen und Temperatur zeigt, dass das Wetter einen erheblichen Teil der Schwankung erklärt – aber eben nicht alles. Bei ähnlichen Temperaturen lagen die Erlöse 2025 konstant unter denen von 2023 und 2024.