​Die Erlöse von ERCOTs Batterie-Energiespeichersystemen (BESS) erreichten 2025 ein Rekordtief. Bis November lagen die kumulierten Einnahmen bei etwa 26,0 $/kW, und die Modo Energy Nowcast prognostiziert für das Gesamtjahr Erlöse von 29,4 $/kW. Das entspricht etwa der Hälfte des Niveaus von 2024 (56 $/kW) und einem Sechstel von 2023 (193 $/kW). Was führte zu diesem Rückgang?

​Zwei Faktoren.

Erstens fehlte es 2025 an extremen Wetterlagen, die in Texas zu Knappheitspreisen führen. Zweitens führte das schnelle Kapazitätswachstum zu einer Sättigung der Systemdienstleistungen und verringerte die Arbitragespannen im Energiemarkt. Seit 2020 ist die installierte BESS-Kapazität um das 70-fache gestiegen, allein in den Jahren 2024 und 2025 kamen rund 9 GW hinzu.

Wichtige Erkenntnisse

• Bis November 2025 sanken die BESS-Erlöse auf etwa die Hälfte des Vorjahres und ein Sechstel von 2023 – der starke Rückgang setzt sich fort.
• Texas verzeichnete 2025 zwischen 61 und 85 % weniger Tage mit extremer Hitze als in den letzten Jahren. Selbst bei vergleichbaren Temperaturen blieben die Erlöse zurück, was auf strukturelle Ursachen jenseits des Wetters hindeutet.
• Mit der Sättigung der Systemdienstleistungen verlagerten Batterien ihren Fokus auf Energiearbitrage zu immer niedrigeren Angebotspreisen, die sich den von Gaskraftwerken gesetzten Preisniveaus annäherten.

In diesem Artikel untersuchen wir:

• Den Zusammenhang zwischen extremen Wetterlagen und BESS-Erlösen im ERCOT-Markt
• Wie schnelles Kapazitätswachstum den Wettbewerb bei Systemdienstleistungen und im Energiemarkt beeinflusste
• Die Veränderung des Angebotsverhaltens von Batterien im Vergleich zu Gaskraftwerken
• Preisbildungsmechanismen auf Knotenebene und deren Auswirkungen auf die Rentabilität von BESS

​2025 fehlten die Wetterextreme, die Knappheitspreise auslösen

Die BESS-Erlöse in ERCOT konzentrieren sich auf wenige Zeitintervalle mit sehr hohen Preisen. Diese treten typischerweise bei extremer Hitze oder Kälte auf, wenn ein angespanntes Verhältnis von Angebot und Nachfrage zu Knappheitspreisen führt.

Im Jahr 2025 traten diese Bedingungen nicht auf.

Die jährliche Erlösverteilung macht diesen Unterschied deutlich: In den Vorjahren machten die 30 ertragreichsten Tage 44 bis 68 % der Jahreseinnahmen aus, einzelne Tage trugen bis zu 8–9 % bei. 2025 lag der Anteil der 30 besten Tage nur bei 30 %, kein einzelner Tag überstieg 3 %.

Die Erlöskurve wurde flacher, weil die Preisspitzen, die außergewöhnliche Tageserträge bringen, ausblieben.

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

Im Gegensatz dazu entsprach der Sommer 2025 weitgehend den historischen Durchschnittswerten.

​Doch es geht nicht nur um Durchschnittswerte – die extremen Ausreißer in der Temperaturverteilung blieben 2025 aus. Im letzten Jahr wurden nur an 11 Tagen landesweit Durchschnittstemperaturen von mindestens 85°F gemessen. In den Vorjahren lag diese Zahl zwischen 28 und 71. Weniger Extremtage bedeuten weniger Knappheitsintervalle.

​Bemerkenswert ist: „Mild“ bedeutet nicht „durchschnittlich“. Der Sommer 2024 war nach Durchschnittstemperatur der fünftheißeste der letzten 50 Jahre. Beim durchschnittlichen Tageshöchstwert lag er jedoch nur auf Platz 9. Es gab 52 Tage mit landesweiten Durchschnittshöchstwerten über 95°F, was Platz 12 in dieser Kategorie entspricht.

Für die Wirtschaftlichkeit von Batterien zählt die Anzahl der extremen Spitzen mehr als der saisonale Durchschnitt.

Auch bei vergleichbaren Temperaturen blieb 2025 hinter den Erwartungen zurück

Eine Gegenüberstellung der Tageserlöse und Temperaturen zeigt: Das Wetter erklärt einen großen Teil der Schwankungen, aber nicht alles. Bei ähnlichen Temperaturen lagen die Erlöse 2025 durchgehend unter denen von 2023 und 2024.