Im Oktober haben wir den Ausbau von Batteriespeichern im dritten Quartal, die aktuelle Projektpipeline bis 2027 und den Wert lokaler Flexibilitätsmärkte für Batteriespeichersysteme analysiert. Außerdem wurde die GB-Prognose auf Version 3.2 aktualisiert und deren Bezug zum Winterausblick 2024/25 von NESO betrachtet.

Eine kurze Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse aus der Forschung im Oktober finden Sie unten

Oktober-Zusammenfassung

• Batteriespeicher in Großbritannien erzielten im Oktober die höchsten Einnahmen des Jahres mit 58.000 £/MW/Jahr.
• Batterien, die sich auf Dynamic Regulation High und den Balancing Mechanism konzentrierten, erzielten die höchsten Erträge.
• Operational Utilization ist eine Art von lokalem Flexibilitätsdienst, der sich für großskalige Batteriespeicher eignen könnte, da er ähnlich wie der Balancing Mechanism funktioniert, jedoch mit deutlich geringeren Volumina.
• Version 3.2 der Modo Energy Prognose für Batteriespeichererlöse in Großbritannien führt fortschrittliche Nachfragemodellierung für Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen sowie weitere Änderungen bei Kapazitätsmarkt-Abwertungsfaktoren und Rohstoffpreisen ein.
• Die Spreads der Großhandelspreise werden im Winter 2024/25 voraussichtlich um 60 % steigen im Vergleich zum Winter 2023/24.
• Im dritten Quartal 2024 wurde der bisher höchste Ausbau des Jahres verzeichnet, mit 259 MW neu installierter Batteriespeicherkapazität, die den kommerziellen Betrieb aufgenommen haben.
• Langfristig werden die Einnahmen aus Batteriespeichern auf durchschnittlich 110.000 £/MW/Jahr prognostiziert—fast die Hälfte des Höchststands von 2022, aber mehr als doppelt so hoch wie die aktuellen Einnahmen.

Könnten lokale Flexibilitätsmärkte für großskalige Batteriespeicher wertvoll sein?

Im Jahr 2023 haben die Verteilnetzbetreiber (DNOs) eine Rekordkapazität von 3,2 GW für lokale Flexibilitätsdienste vergeben. Die Größe dieses Marktes ist in den letzten vier Jahren durchschnittlich um 50 % pro Jahr gewachsen. Könnten diese Dienste für großskalige BESS wertvoll sein?

Von den drei allgemeinen Flexibilitätsdienst-Designs könnten Operational Utilization Services am besten für großskalige Batteriespeicher geeignet sein. Dieser Markt ist ähnlich wie ein Balancing Mechanism auf Verteilnetzebene strukturiert und ermöglicht es Batterien, Einnahmen aus Nutzungsgebühren zu erzielen, ohne die Handelsflexibilität durch Kapazitätsverträge zu Spitzenzeiten einzuschränken.

Modo Energy-Abonnenten können den vollständigen Artikel lesen, um zu erfahren, wie diese Dienste strukturiert sind und welche Batterien derzeit beteiligt sind.

Mehr Nachfrage, mehr Wettbewerb: Die Auswirkungen verbesserter Nachfragemodellierung durch fortschrittliche Berücksichtigung von Elektrofahrzeugen (EVs)

Anfang Oktober veröffentlichten wir das neueste Update unseres Modells für Großbritannien – Version 3.2 (Q4 2024).

Das Update umfasst:

• Verbesserte Nachfragemodellierung mit fortschrittlichen Überlegungen zu Elektrofahrzeugen (EVs), Vehicle-to-Grid (V2G) und Wärmepumpen
• Aktualisierte Kapazitätsmarkt-Abwertungsfaktoren, Rohstoffpreisentwicklungen und Dispatch-Raten des Balancing Mechanism
• Aktualisierte Ausbauzahlen für Wind, Gas und Batteriespeichersysteme (BESS)
• Verbesserte Erlösmodellierung für große BESS (>300MW)

Die Elektrifizierung von Verkehr und Wärme – durch Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen – wird Auswirkungen auf das Stromnetz, die Strompreise und die Einnahmen von Batteriespeichern haben. Beides erhöht die Gesamtnachfrage, verändert das tägliche Nachfrageprofil und bietet zudem potenzielle neue Flexibilitätsquellen, die mit Batterien konkurrieren können.

Laut unserem neuesten Modell werden Elektrofahrzeuge bis 2035 15 % der gesamten Nachfragelast in der Nacht ausmachen, hauptsächlich durch intelligente Ladegeräte, die günstige Nachtstrompreise nutzen.

Lesen Sie mehr über die Updates in V3.2 und sehen Sie den Livestream. Abonnenten der Modo Energy Prognose können zudem eigene Ansichten aufbauen.

Einnahmen aus Batteriespeichern sind um zwei Drittel gegenüber dem Höchststand 2022 gefallen – wie viel Erholung ist möglich?

Die Einnahmen aus Batteriespeichern in Großbritannien liegen derzeit rund 60 % unter dem Höchststand von Anfang 2022. Grund dafür ist die Sättigung der Märkte für Frequenzhaltung, was zu Preisen geführt hat, die nur noch ein Siebtel des damaligen Wertes betragen.

Handelsstrategien haben sich auf Großhandelsmärkte und den Balancing Mechanism verlagert – wir prognostizieren, dass diese 93 % der Lebenseinnahmen für eine Zwei-Stunden-Batterie liefern werden.

Langfristig erwarten wir, dass die Einnahmen aus Batteriespeichern auf durchschnittlich 110.000 £/MW/Jahr steigen – fast die Hälfte des Höchststands von 2022, aber mehr als doppelt so hoch wie die aktuellen Einnahmen.

Was bedeutet das für die Investitionsaussichten für Batteriespeicher? Bei den aktuellen Investitionskosten übersteigen diese Erlöse die von uns geschätzten erforderlichen Einnahmen von 74.000 £/MW/Jahr bis 85.000 £/MW/Jahr für eine akzeptable Rendite.

Wir haben unseren GB BESS Outlook für Q4 2024 aktualisiert, einschließlich der neuesten Daten aus Version 3.2 der Prognose. Lesen Sie die Zusammenfassung für weitere Details.

Höhere Strompreisschwankungen im Winter in Großbritannien erwartet

Die Spreads im Großhandelsmarkt liegen im Winter 2024/25 laut V3.2 der GB BESS-Prognose bei 90 £/MWh. Das ist ein Anstieg um 35 £/MWh gegenüber den Spreads im Winter 2023/24. Damals lagen die durchschnittlichen Spreads im Day-Ahead-Markt bei 55 £/MWh – bedingt durch eine relativ geringe Volatilität im Großhandelsmarkt.

In diesem Winter werden höhere Spreads erwartet, da das letzte Kohlekraftwerk Großbritanniens stillgelegt wurde, die Gaspreise gestiegen sind und die Abhängigkeit von Windenergie zunimmt – was an windarmen Tagen zu hohen Preisen und an windreichen Tagen zu negativen Preisen führen kann.

Großbritannien wird im Winter voraussichtlich Nettoimporteur sein, da die Strompreise in Europa niedriger sind. Dies erhöht die Abhängigkeit von Interkonnektoren und kann ebenfalls zu größerer Preisvolatilität führen.

Weitere Informationen zu den erwarteten Netzbedingungen im Winter 2024/25 und den Auswirkungen auf die Einnahmen von Batteriespeichern finden Sie im Artikel.

259 MW neue Batteriespeicherkapazität gingen im Q3 2024 in Großbritannien in Betrieb

Im dritten Quartal 2024 wurde die bisher größte Menge an neugebauter Batteriespeicherkapazität im Jahr 2024 in Betrieb genommen. Diese neue Kapazität stammt von neun Batterien und bedeutete für viele Betreiber die ersten Standorte, die in Großbritannien am Markt aktiv sind.

Nach der Inbetriebnahme dieser neuen Standorte beträgt die gesamte Batteriespeicherkapazität in Großbritannien nun 4,3 GW mit einer Gesamtspeicherkapazität von 5,8 GWh. Das bedeutet, dass die durchschnittliche Speicherdauer der Batterien in Großbritannien bei 1,33 Stunden liegt.

Das dritte Quartal ist jedes Jahr ein bedeutender Zeitraum für den Ausbau von Batteriespeichern, da es das letzte Quartal vor Beginn des neuen Kapazitätsmarktjahres ist. 4,3 GW an Anschlusskapazität für Batterien haben Vereinbarungen, die zu Beginn des Oktobers starteten. Von den 1,6 GW, die zu Beginn des dritten Quartals noch nicht am Netz waren, gingen bis zum Quartalsende 0,2 GW in Betrieb. Das bedeutet, dass 1,4 GW an Anschlusskapazität noch auf die Inbetriebnahme warten.

Obwohl das dritte Quartal den größten Ausbau des Jahres verzeichnete, hinkt der Ausbau 2024 dem von 2023 hinterher. Betreiber und Entwickler verweisen auf Warteschlangen für Netzanschlüsse, Zeitpläne der DNOs, Netzunterbrechungen und Geräteprobleme als Ursachen für Verzögerungen.

Im Artikel erfahren Sie, welche Batterien in Betrieb genommen wurden, wie viel neue Kapazität bis Ende 2024 online gehen soll und wie Sie die aktuelle Pipeline herunterladen.

Im Podcast beleuchtet Aaron Wade die Kosten von Batteriespeichern 2024 und darüber hinaus

Im Oktober reichten die Themen bei Transmission von den neuesten Einblicken in Lieferketten und Kostentrends bis hin zum Verständnis von Virtuellen Kraftwerken (VPP). Außerdem haben wir uns den deutschen Energiemarkt, Stromsysteme und BESS in den Niederlanden sowie die aktuellen Sommererlöse in ERCOT angesehen.

Die Faktoren für sinkende Zellkosten zu verstehen, ist entscheidend, um wettbewerbsfähig zu bleiben. Mit dem rasant steigenden Bedarf an Energiespeichern war der Druck, Kosten zu senken, nie größer. Nicht nur Materialkosten beeinflussen die Preise – Durchbrüche in der Zellchemie, Systemeffizienz und Fertigungsprozesse spielen ebenfalls eine Rolle bei den Systempreisen.

Weitere Podcast-Episoden beinhalten:

• BESS und der deutsche Energiemarkt mit Lars Stephan
• Virtuelle Kraftwerke mit Geoff Ferrell
• Batteriespeicher in den Niederlanden mit Rens Savenije
• ERCOT Sommererlöse Update mit Brandt Vermillion