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Batteriespeicher – wie jede andere privat gehaltene Anlage oder Ware – werden gekauft und verkauft. Seit 2017 haben laut Unternehmensberichten, Nachrichten und Pressemitteilungen mindestens 2,7 GW an Batterieprojekten in Großbritannien den Besitzer gewechselt.

Doch wie hat sich das Umfeld für Batterieübernahmen in den letzten Jahren verändert? Wer kauft und verkauft diese Anlagen? Und was kostet eine Batterie eigentlich?

Batterien werden in verschiedenen Entwicklungsphasen gehandelt

Batterieübernahmen sind ziemlich üblich. In den letzten Jahren haben viele Batteriespeicherprojekte in Großbritannien den Besitzer gewechselt – und diese Übernahmen können in jeder Phase der Entwicklung stattfinden.

Wie sehen diese verschiedenen Phasen konkret aus?

Baureif

„Baureife“ Standorte werden verkauft, bevor der Bau überhaupt begonnen hat. In der Regel erwirbt der Käufer in diesem Stadium ein Grundstück – mit entsprechender Baugenehmigung und Netzanschlussvereinbarung.

Von den 2,7 GW an Batterieübernahmen, die wir verfolgt haben, entfielen 2,1 GW auf baureife Standorte.

Vor Inbetriebnahme

Diese Anlagen lassen sich in zwei Gruppen unterteilen: Solche, die während der Bauphase verkauft werden, und solche, die nach dem Bau, aber vor der Inbetriebnahme verkauft werden. In beiden Fällen wird das Projekt verkauft, bevor die Batterie „in Betrieb“ ist – sie existiert zwar physisch, hat aber noch keinen Strom gekauft oder verkauft.

Vor der Inbetriebnahme befinden sich etwa 330 MW der Batterieübernahmen.

In Betrieb

Und schließlich gibt es Übernahmen von „betriebsbereiten“ Batterien. Hier wechselt die Batterie nach erfolgreicher Inbetriebnahme den Besitzer (d. h. sie ist bereits am Markt aktiv und erwirtschaftet Einnahmen).

In Betrieb befindliche Standorte machen etwa 200 MW der Batterieübernahmen aus.

Der Erwerb baureifer Projekte ist der neue Standard

Vor Juli 2021 wurden die meisten Übernahmen für bereits betriebene Batterien abgeschlossen. Seitdem ist es jedoch deutlich üblicher, dass baureife und andere Projekte vor der Inbetriebnahme den Besitzer wechseln.

Was steckt hinter diesem Wandel?

Frühe Akteure im Batteriesektor mussten sich in einem neuen Markt erst zurechtfinden

Der Markt für Batteriespeicher ist noch relativ jung – oder weniger „ausgereift“ – als andere Märkte für erneuerbare Energien. Dies erklärt die Veränderung bei Batterieübernahmen. Mit der Entwicklung des Marktes haben sich auch die beteiligten Organisationen verändert.

Anfangs entwickelten, besaßen und betrieben einige Unternehmen ihre eigenen Standorte – wechselten aber später zu einer Spezialisierung auf einen bestimmten Bereich. Andere haben den Sektor ganz verlassen. Daher haben einige Unternehmen, die früher Batterien besaßen, einige ihrer Standorte oder sogar ganze Portfolios verkauft.

Einige Organisationen sind eher bereit, Risiken in einem sich entwickelnden Markt einzugehen...

Einige der betriebsbereiten Standorte, die vor Juli 2021 den Besitzer wechselten, hatten Verträge zur Bereitstellung von Enhanced Frequency Response (EFR) – einem Netzunterstützungsdienst, der von National Grid ESO betrieben wurde und inzwischen durch andere Frequenzdienste (z. B. Dynamic Containment) ersetzt wurde.

Die ersten EFR-Verträge wurden 2016 vergeben und liefen vier Jahre. Neue EFR-Ausschreibungen wurden jedoch nie gestartet – und Frequenzdienste haben heute deutlich kürzere Vertragslaufzeiten.

Kurzfristige Verträge bergen ein gewisses Risiko (der Preis kann von einer Auktion zur nächsten stark schwanken) – und das war für manche Betreiber, die auf langfristige, stabile Verträge setzten, nicht attraktiv.

Andere Unternehmen waren bereit, dieses Marktrisiko zu tragen – und bauten ihre Geschäftsmodelle darauf auf. Sie wollten sich als spezialisierte Betreiber von Batteriespeichern etablieren und haben dafür Projekte übernommen.

Gresham House, Gore Street und Pulse Clean Energy haben die meisten Anlagen von Dritten übernommen – sowohl hinsichtlich der Anzahl der Standorte als auch der Gesamtleistung (MW).

Manche Unternehmen erwerben Projekte auch von Organisationen, die zum selben Mutterkonzern gehören. Gresham House (Übernahmen von Gresham House DevCo), Harmony Energy Income Trust (Übernahmen von Harmony Energy Limited) und TRIG (Übernahmen von RES) sind hier die wichtigsten Beispiele – diese Projekte sind in den obigen Diagrammen nicht enthalten.

Übernahmen von Batteriespeichern erfolgen in vielen Formen

Batterieprojekte können auch im Rahmen anderer Erneuerbare-Energien-Entwicklungen übernommen werden. Cleve Hill (Projekt Fortress) wurde 2021 von Quinbrook übernommen, Durham ging 2022 an Gresham House und Octopus Renewables erwarb Cambridgeshire im Juni 2022. Dies sind Beispiele für Batteriespeicher, die im Rahmen von Solarkraftwerksübernahmen enthalten waren.

Es sind aber nicht nur Batterieprojekte, die den Besitzer wechseln – ein noch extremeres Beispiel ist die Übernahme eines ganzen Unternehmens. 2019 übernahm EDF den Batteriespeicher-Spezialisten Pivot Power und integrierte ihn in seine Erneuerbaren-Sparte. Dadurch erhielt EDF Zugang zu Batterieprojekten in Entwicklung (und dem Know-how, diese zu bauen und zu betreiben) – und Pivot Power konnte die Projekte finanzieren und realisieren.

Was bestimmt den Preis eines Batterieprojekts?

Die „Kosten“ von Batteriespeicheranlagen lassen sich nicht immer leicht ermitteln – und der gemeldete Kaufpreis (sofern überhaupt veröffentlicht) spiegelt oft nicht die tatsächlichen Kosten wider.

Letztlich werden diese Geschäfte privat abgeschlossen – meist mit Millionenbeträgen im Spiel. Es liegt oft nicht im Interesse der beteiligten Parteien, Details öffentlich zu machen.

Wir haben Nachrichten, Pressemitteilungen und Unternehmensberichte ausgewertet – und mit Brancheninsidern gesprochen. So bekommen wir einen Eindruck von den Preisen – diese Zahlen sind jedoch nur als grobe Orientierung zu verstehen. Da wir in vielen Fällen die tatsächlichen Beträge nicht kennen, ist unsere Datenbasis recht klein.

Im Allgemeinen investieren Unternehmen heute mehr in Batterien als früher – bekommen dafür aber auch mehr Leistung!

• Batterien werden größer (höhere Leistung, größere Kapazität). Früher gingen häufig Batterien mit 8–10 MW ans Netz – mittlerweile sind 100+ MW-Anlagen das neue Normal.
• Dadurch steigen die Projektkosten. So wurde der Standort Richborough Energy Park (99 MW) Anfang dieses Jahres verkauft, und soll rund 74 Millionen Pfund gekostet haben.

Die Dauer hat den größten Einfluss auf die Kosten eines Batterieprojekts

Der Kauf und Verkauf von Anlagen mit längerer Speicherdauer (> eine Stunde) ist im Laufe der Zeit häufiger geworden.

Der durchschnittliche Preis aller Batterieübernahmen der letzten vier Jahre – soweit berichtet – beträgt 570.000 £/MW.

Allerdings wechselten einige dieser Anlagen zwischen zwei Unternehmensteilen desselben Konzerns. So wurden Wickham Market und Thurcroft 2020 von Gresham House und Noriker an den Gresham House Energy Storage Fund verkauft. Die gemeldeten Preise spiegeln daher möglicherweise nicht den tatsächlichen Marktwert wider (wenn die Anlagen an unabhängige Dritte verkauft worden wären).

Längere Speicherdauer bedeutet mehr Kapazität – also mehr Zellen. Daher werden Projekte mit längerer Dauer in der Regel teurer gehandelt als solche mit kürzerer Dauer.

Welche weiteren Faktoren beeinflussen den Preis eines Batterieprojekts?

Alter

Batterien verschleißen mit der Nutzung, was zu einer geringeren Kapazität führt. Im Allgemeinen gilt: Je älter eine Anlage, desto stärker ist sie verschlissen (wobei auch die Betriebsweise eine Rolle spielt).

Deshalb sind ältere, stärker verschlissene Anlagen meist günstiger als neue. Alle hier betrachteten Ein-Stunden-Systeme waren zum Zeitpunkt des Verkaufs bereits in Betrieb – und wurden daher vermutlich günstiger erworben als ein komplett neues System.

Größe

Größere Batterien sollten im Allgemeinen weniger pro MW kosten als kleinere Systeme – dank Skaleneffekten. Das könnte erklären, warum Bacup – eine 8-MW-Batterie, übernommen von Tion – teurer war als für ein System dieser Dauer üblich.

Bestehende Verträge

Einige Batterien wurden mit lukrativen, langfristigen Verträgen verkauft. Dazu zählten früher Enhanced Frequency Response und – noch wichtiger – Kapazitätsmarktverträge ohne Abschläge.

Als Glassenbury und Cleator 2019 verkauft wurden, verfügten beide über EFR- und Kapazitätsmarktverträge. Der langfristige Wert dieser Verträge dürfte zu einem Aufschlag beim Verkaufspreis geführt haben, da sie hohe künftige Einnahmen versprachen.

Solche Kapazitätsmarktverträge mit hohem Wert gibt es heute nicht mehr, sodass neue Standorte wohl keinen solchen Aufschlag mehr erzielen werden.

Standort

Ein Batterieprojekt kann für den Käufer strategisch günstig gelegen sein. Es kann helfen, bestimmte Netzengpässe zu managen (und dadurch Einnahmen zu erzielen) oder liegt nahe an anderen Projekten im Portfolio des Käufers.

• Die meisten Batterieübernahmen fanden in den Regionen Nord-, Nordwest- und Südschottland statt.
• Nach Gesamtleistung (MW) liegt jedoch die südöstliche Region vorne – mit 640 MW.
• Das liegt an Übernahmen großer Projekte – wie Richborough Park (99 MW), Sheaf Green Energy Park (249 MW) und Cleve Hill (150 MW). Diese Projekte sind optimal positioniert, um Netzengpässe in der Region zu bewältigen.

Die Zukunft von Batterieübernahmen

Mit zunehmender Marktreife werden mehr „baureife“ Projekte gehandelt. Dieser Trend muss jedoch nicht dauerhaft sein. Während sich der Markt weiterentwickelt, könnten größere Unternehmen daran interessiert sein, bestehende Standorte zu Portfolios auszubauen.

Andererseits könnten sich Entwickler, die sich auf den Erwerb von Grundstücken, Genehmigungen und Netzanschlüssen spezialisieren – bevor sie die Standorte weiterverkaufen – weiterhin behaupten.

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Aktualisierungen der Datenbank führen nicht zwangsläufig zu Änderungen an den Grafiken oder Zahlen im Artikel. Wir werden die aktualisierte Datenbank jedoch möglicherweise in zukünftigen Phase-Artikeln verwenden.