NESO erwägt Beschränkungen dafür, wie Speicher sich hinter Netzengpässen verhalten. Die derzeit bevorzugte Option (Stand 16. Juli 2026), bekannt als 3A, würde verhindern, dass Speicher im Balancing Mechanism während eines Engpasses heruntergeboten werden.

Falls diese Option umgesetzt wird, würden Speicher während aktiver Engpässe untätig bleiben: Sie könnten dann nicht mehr über den Balancing Mechanism mit sauberer Windenergie aufgeladen werden.

Zwischen Dezember 2024 und Juni 2026 stammen 78 % des von NESO angegriffenen kostenverursachenden Verhaltens aus Pumpspeicherkraftwerken, der Rest aus Batterien. Wenn diese Einheiten aufgrund eines Engpasses aus der Exportposition genommen werden, bezahlt NESO andere Einheiten auf der anderen Seite des Engpasses, um diese Energie zu ersetzen.

Zwischen Dezember 2024 und April 2026 beliefen sich die Kosten für Ersatzenergie auf 180 Millionen Pfund. Das ist jedoch nur ein Teil des Gesamtbildes: Berücksichtigt man Ausgleichsmaßnahmen und den Großhandelsmarkt, haben schottische Batterien den Verbrauchern tatsächlich rund 30 Millionen Pfund eingespart. Ein Verbot im Balancing Mechanism würde den Großteil dieses Vorteils zunichtemachen und nur etwa 11 Millionen Pfund übriglassen.

Weiterführende Informationen zum Wiederhandel hinter Engpässen:

• Modo Energy, Reformed National Pricing: fünf zentrale Themen
• Modo Energy, wie Batterien britischen Verbrauchern 188 Millionen Pfund gespart haben
• NESO, Constraints Collaboration Project
• NESO, Reformed National Pricing Call for Input

Was versucht NESO zu lösen?

Speicher hinter Engpässen können ihre Position „wiederhandeln“. Sie verkaufen am Großhandelsmarkt und werden im Balancing Mechanism wieder heruntergeboten. Das wiederholt sich halbstündlich, solange der Engpass besteht, und es entsteht ein fortlaufender Handel. Jede Umkehr zwingt NESO dazu, Ersatzenergie über angenommene Angebote zu kaufen – meist von Gaskraftwerken auf der südlichen Seite der Engpassgrenze. Das nennt man auch „repetitiven Wiederhandel“.

Genau diese Ersatzangebot-Kosten nimmt NESO ins Visier, besonders da sie mit mehr GW schottischem Speicher in den kommenden Jahren steigen werden. Zwischen Dezember 2024 und April 2026 beliefen sich die Ersatzenergiekosten auf etwa 180 Millionen Pfund, wobei Pumpspeicher 140 Millionen (78 %) davon ausmachen.

Die Optionen, die NESO zur Senkung der Engpasskosten prüft:

• 3A (aktuell führend): Speicher dürfen im Balancing Mechanism während Engpässen gar nicht mehr heruntergeboten werden.
• 3AA: dasselbe, aber Speicher dürfen noch laden, wenn kein geplanter Großhandelsexport ansteht – der Engpasslösungswert bleibt erhalten. NESO hält das für schwerer umsetzbar.
• 3C (eine längerfristige Idee): Speicher dürfen nur einen Wiederhandelszyklus pro Tag durchführen. Eine 50-MW-Batterie mit zwei Stunden Laufzeit dürfte während Engpässen nur 100 MWh wiederhandeln.

Die finanziellen Auswirkungen des Wiederhandels auf Verbraucher bestehen jedoch aus fünf Elementen. Die Zahlen, die NESO in seinem jüngsten Reformed National Pricing Call for Input nennt, berücksichtigen offenbar nur die ersten beiden.

Die fünf Elemente eines Batteriegebots hinter einem Engpass:

1. Die Ersatzangebot-Kosten: Die Kosten für den Ersatz der Energie, die während eines Engpasses im Süden durch Hochfahren angeboten wird.
2. Die Rückzahlung des Gebots: Das Geld, das die Batterie an NESO zurückzahlt, wenn sie die Energie zurückkauft.
3. Unterdrückung der Großhandelspreise während Spitzenzeiten
4. Unterdrückung der Großhandelspreise außerhalb der Spitzenzeiten
5. Echte Engpasslösungsgebote: Wenn Speicher während eines Engpasses bieten und laden – also zahlen, um überschüssige Windenergie für später zu speichern. Das hilft besonders bei kurzzeitigen Engpässen, da die Batterie nach dem Abflauen des Winds sofort zu Großhandelseinsparungen beiträgt.

Da diese Batterien über den Balancing Mechanism statt über den Großhandelsmarkt laden, vermeiden sie, dass durch Ladevorgänge die Preise außerhalb der Spitzenzeiten steigen.

Durch Export während der Spitzenzeiten senkt die Batterie die Spitzenpreise für alle. Batterien verkaufen auch während der Nebenzeiten am Großhandelsmarkt, wenn sie wiederhandeln. Das ist pro MWh weniger wertvoll, aber es gibt mehr Nebenzeit-Geschäfte als Spitzenzeit-Geschäfte.

Warum ein vollständiges Verbot nicht funktioniert

Werden alle fünf Elemente berücksichtigt, ergibt sich durch diese Batterieaktionen unterm Strich kein Kostenfaktor, sondern eine Einsparung. Unsere Analyse zeigt, dass schottische Batterien den Verbrauchern zwischen Dezember 2024 und April 2026 rund 30 Millionen Pfund gespart haben.

Ein Verbot von Speichern im Balancing Mechanism während Engpässen und die Verpflichtung zum Handel am nationalen Großhandelsmarkt würde zwar die Ersatzenergiekosten eliminieren, aber auch den Großteil der Vorteile, die Batterien bieten, beseitigen – übrig bliebe für Verbraucher nur noch der Spitzenvorteil im Großhandel von 11 Millionen Pfund.

Die Differenz zwischen NESOs Option 3A und der Variante mit Ladeerlaubnis, 3AA, entspricht genau diesem Engpasslösungswert: rund 68 Millionen Pfund über Batterien und Pumpspeicher in den letzten 18 Monaten. NESO hält 3AA für schwerer umsetzbar – somit hängt ein Verbraucherwert von 68 Millionen Pfund davon ab, wie die Regel umgesetzt wird.

Warum „Speicher werden Engpässe am Großhandelsmarkt absorbieren“ nicht funktioniert

NESOs Argument für ein Verbot geht davon aus, dass Speicher, die aus dem Balancing Mechanism ausgeschlossen werden, einfach am Großhandelsmarkt importieren und den Wind trotzdem aufnehmen. Das stimmt nicht.

Das Argument lautet, dass bei aktiven Engpässen starker Wind weht – und daher die Großhandelspreise niedrig sind. Mit lokalen marginalen Preisen wäre das vielleicht so, aber bei nationalen Preisen und übermäßigen schottischen Engpässen stimmt das nicht.