Congestion Revenue Rights (CRRs) und Financial Transmission Rights (FTRs) sind Finanzverträge, die Batterieeigentümern und -betreibern helfen können, Risiken abzusichern und potenziell die Rendite zu steigern.
Sobald eine Ressource ans Netz angeschlossen ist, bestimmen die Preisdynamiken an ihrem Netzpunkt ihre Erlösmöglichkeiten. Neue Erzeuger und Übertragungsleitungen verändern die Stromflüsse und die Netzstruktur, wodurch sich Angebots- und Nachfragemuster – und damit die Preismuster – verschieben.
Diese Veränderungen können die Preisspreizungen verringern und damit Arbitrageerlöse für Batterien reduzieren. Zum Beispiel sind die Preisspreizungen in der Houston-Lastzone in den letzten Jahren im Vergleich zum restlichen Netz gesunken.
Da die Position einer Batterie im Netz ihre Markterlöse maßgeblich bestimmt, stellt sich die Frage: Wie kann der Betreiber das Risiko durch lokale Preisdifferenzen steuern – und womöglich von Preisdifferenzen im Netz profitieren?
Die Antwort? Congestion Revenue Rights.
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Congestion Revenue Rights ermöglichen Erzeugern den Zugang zu höheren Preisen – unabhängig vom Standort
In einem nodalen Netz unterscheidet sich der lokale Grenzpreis (LMP) zwischen den Knoten. In der Regel ist er an Knoten mit hoher Nachfrage höher und an Knoten mit großem Angebot niedriger.
Das Grundprinzip eines CRR ist es, Marktteilnehmern die Absicherung gegen lokale Preisrisiken zu ermöglichen. Dazu zählen Erzeuger, Nachfrager und Speicher. Erzeuger können so von höheren Preisen in Nachfrageregionen profitieren, während Verbraucher von niedrigeren Preisen in weniger überlasteten Netzbereichen profitieren.
Sechs Merkmale definieren ein CRR:
- Laufzeit: Die Vertragsdauer – meist ein Monat oder eine Saison.
- Nutzungszeit: Die Tageszeit, für die der Vertrag gilt – typischerweise Spitzen- und Nebenzeiten, deren Definition regional variieren kann.
- Volumen: Die vertraglich vereinbarte Leistung in MW.
- Quelle: Der Punkt im Netz, an dem Energie eingespeist wird, z. B. der Knoten des Erzeugers.
- Senke: Der Punkt im Netz, an dem Energie entnommen wird, häufig das Handelszentrum einer Lastzone.
- Typ: Ein CRR kann eine „Verpflichtung“ oder „Option“ sein. In diesem Artikel konzentrieren wir uns auf die Verpflichtung.
CRR-Zahlungen werden durch Engpasserlöse finanziert, die vom Netzbetreiber eingezogen werden. (Engpasserlöse entstehen durch Preisunterschiede zwischen Standorten, wenn Übertragungsengpässe verhindern, dass günstiger Strom in teurere Regionen fließt.) Dadurch unterscheiden sie sich von Absicherungsinstrumenten an Finanzmärkten: Futures und Optionen benötigen eine Gegenpartei, die die Gegenposition einnimmt. Bei CRRs gibt es keine Gegenpartei; die Preise werden in monatlichen oder saisonalen Auktionen festgelegt.
CRR-Verträge bieten Flexibilität und werden rein finanziell abgerechnet – es ist keine physische Verbindung zwischen Quelle und Senke nötig. Ebenso muss ein Marktteilnehmer keine physische Infrastruktur an den betroffenen Knoten besitzen oder betreiben. Das macht CRRs zu einem wichtigen Instrument für das Risikomanagement von Batterien.
Wie funktionieren CRRs und wie steigern sie die Erlöse?
Ein CRR zahlt dem Inhaber die Preisdifferenz zwischen zwei Knoten multipliziert mit der vertraglich vereinbarten Kapazität in MW aus.
Händler bezeichnen die Differenz zwischen den beiden Preisen als „Basis“ und berechnen sie, indem sie den Preis des Quellknotens vom Preis des Senkknotens abziehen. Diese Verträge nutzen die Day-Ahead-Preise der Knoten und sind rein finanzielle Produkte. Physische Vorgänge spielen bei der Abrechnung keine Rolle.
Das Preis-Knotenbeispiel von Angleton BESS in ERCOT zeigt, wie CRRs praktisch eingesetzt werden können.
Seit der Inbetriebnahme im März 2025 bis August 2025 hat Angleton 16 $/kW durch Nebenleistungen und Energiearbitrage verdient, insgesamt also 160.000 $. Die Anlage war die leistungsstärkste Batterie in Bezug auf die Top-Bottom-Preiserfassungsrate, wie in Modo Energys ERCOT-Benchmark-Berichten für August und September 2025 dargestellt.
Ein 10-MW-On-Peak-CRR-Vertrag im zweiten Quartal 2025 zwischen dem Knoten von Angleton BESS und dem Houston Load Zone Hub hätte dem Inhaber eine CRR-Zahlung von 50.700 $ eingebracht.
Der Preis am Knoten von Angleton BESS liegt während der Spitzenzeiten regelmäßig unter dem der Houston Load Zone. Grund dafür ist die benachbarte 380-MW-Solaranlage, die die Mittagsstrompreise in der Region drückt, sowie die Tatsache, dass Angleton mit einer Leistung von 9,9 MW zu klein ist, um das Engpassproblem zu lösen.
Ein CRR-Vertrag hätte die Erlöse von Angleton gesteigert. Das oben beschriebene Beispiel hätte den Gesamterlös auf 210.000 $ erhöht – ein Plus von 31 %.
Können CRRs das lokale Basisrisiko einer Batterie absichern?
Kurz gesagt: ja, aber Batterien stehen vor besonderen Herausforderungen.
Eine Batterie muss laden und entladen, aber ein Standard-CRR kann nur eine dieser Richtungen absichern. Betreiber müssen daher entscheiden, welches Risiko wichtiger ist.
(Hinweis: CRR-Optionen verhalten sich anders als CRR-Verpflichtungen, werden aber in diesem Artikel nicht behandelt.)
Die Absicherung des Abendrisikos durch Nutzung des Batterieknotens als Quelle erhöht das Risiko am Morgen
Betrachten wir zunächst das Entladen der Batterie bei niedrigen Knotenpreisen. Ist der Hubpreis höher als der Knotenpreis der Batterie, zahlt der CRR aus und gleicht schwache Großhandelserlöse teilweise aus. Ist der Hubpreis jedoch noch niedriger, entstehen CRR-Zahlungen, die den Gewinn der Batterie schmälern.
Betrachten wir nun hohe Knotenpreise. Hier kann der CRR als Katalysator wirken: Sind die Hubpreise noch höher, steigen die Erlöse weiter – und die Batterie erreicht das Niveau anderer Anlagen in ihrer Zone. Liegen die Hubpreise niedriger, mindern die CRR-Zahlungen die Einnahmen und reduzieren den Vorteil lokaler Engpässe.
Aber genau das ist die Natur einer Absicherung: Sie gibt einen Teil des Potenzials auf, um sich gegen Verluste zu schützen.
Im Gegensatz zu klassischen Erzeugern schaffen CRRs bei Batterien eine besondere Dynamik beim Laden.
Ein CRR mit der Quelle am Knoten der Batterie erhöht die Risiken beim Laden zur Mittagszeit.
Ist der Knotenpreis der Batterie mittags niedrig, kann sie günstig laden, um für den Abend vorbereitet zu sein. Ein höherer Hubpreis würde CRR-Zahlungen erzeugen, die die Ladekosten ausgleichen – was der Batterie zugutekommt.
Die umgekehrte Situation ist jedoch besonders ungünstig.
Ein hoher Knotenpreis und niedriger Hubpreis bedeuten in diesem Fall teures Laden und erhebliche CRR-Verpflichtungen.
Die Senke am Batterieknoten kann das Morgenrisiko absichern
Auch wenn die Begriffe „Quelle“ und „Senke“ tatsächliche Energieflüsse suggerieren, sind CRRs rein finanzielle Verträge. Ein CRR kann also auch „rückwärts“ laufen – vom Hub zum Erzeugerknoten.
Diese Art von CRR – mit einem Last-Hub als Quelle und dem Batterieknoten als Senke – kann Risiken bei ungünstigen Preisen während der Ladezeiten absichern. Die Logik aus dem vorherigen Abschnitt gilt auch hier.
Tagsüber bedeuten niedrige Knotenpreise günstiges Laden. Der CRR mit Senke am Anlagenknoten kann diese Tageszeiten teurer machen – als würde die Batterie Strom vom teureren Quellknoten kaufen. Liegen die Preise von Quelle und Senke näher beieinander, steigen die Auszahlungen des CRR, aber weniger stark.
Der eigentliche Vorteil eines CRR mit Senke am Anlagenknoten entsteht, wenn die Knotenpreise gerade dann hoch sind, wenn die Anlage laden muss. Ist der Senkenpreis auf dem Niveau des Knotenpreises oder höher, kann der CRR nur die Nettoeinnahmen erhöhen. Bei niedrigeren Senkenpreisen können CRR-Zahlungen die Ladekosten deutlich ausgleichen.
Wann sollte man ein CRR zur Absicherung des Basisrisikos nutzen?
Die Entscheidung hängt davon ab, welches betriebliche Risiko die Rentabilität am meisten bedroht – Laden oder Entladen.
Nach Analyse der Preisdynamik am Knoten der Anlage und dieser Entscheidung bestimmen drei Kriterien, wann CRRs als Absicherung sinnvoll sind.
- Vorhersehbare Engpässe: Anhaltende Engpassmuster eignen sich gut für CRRs.
- Asymmetrisches Risiko: CRRs wirken nur in eine Richtung, Batterien aber in beide – mit einem CRR lässt sich das Risiko in eine Chance verwandeln.
- Wesentliche Auswirkung auf die Wirtschaftlichkeit: Das Engpassrisiko sollte groß genug sein, um den CRR-Aufpreis zu rechtfertigen. Auch wenn sich die Engpassmuster ändern, schützt die Absicherung vor negativen Szenarien.
Wie könnte ein solcher Entscheidungsprozess in der Praxis aussehen?
Ähnliche, aber nicht identische Dynamiken in anderen Netzbereichen nutzen
Die Henrietta BESS-Einheit befindet sich in Kaliforniens NP15-Engpasszone, obwohl sie im südlichen Teil des Bundesstaates – zwischen Fresno und Bakersfield – liegt.
Sie teilt sich den Standort mit dem 100-MW-Solarpark Henrietta, wodurch die 10-MW-BESS-Einheit großen Preisspreizungen ausgesetzt ist. Diese Dynamik birgt Risiken, daher könnte die Batterie ihr Einkommen durch den Erwerb eines CRR mit Senke am eigenen Knoten absichern.
Ein solcher On-Peak-CRR mit Quelle am Southern California Edison (SCE) Lastpreis-Hub kann die Erlösrisiken im Winter erheblich reduzieren.
Die Sonneneinstrahlung nimmt im Winter ab, wobei das Ausmaß dieser Änderung von mehreren Faktoren abhängt, unter anderem vom Breitengrad. Da der Standort Henrietta weiter nördlich liegt als die meisten anderen Solarparks – und alle Anlagen im SCE-Gebiet –, nimmt die Einstrahlung dort stärker ab.
Dadurch stand Henrietta BESS weniger günstige Solarenergie zum Laden zur Verfügung. Regenfälle durch atmosphärische Flussereignisse, die das Central Valley, aber nicht die kalifornischen Wüsten erreichten, verschärften die Situation zusätzlich.
In der zweiten Dezemberhälfte fiel der Knotenpreis von Henrietta BESS nur einmal unter 20 $/MWh, während der SCE LAP dies sechsmal tat und sogar einmal negativ wurde.
Ein CRR vom SCE-Last-Hub zum Henrietta-BESS-Knoten hätte von diesen niedrigeren Ladekosten profitieren können.
Der Vertrag mindert das Risiko, in einer Region zu sein, die weniger solargünstig ist als die Wüste.
Natürlich war die Situation zu Monatsbeginn umgekehrt: Die Knotenpreise von Henrietta lagen niedriger, was zu CRR-Verpflichtungen führte. Dennoch hätte Henrietta BESS profitiert: Die gesamte On-Peak-Basis im Monat betrug 517 $/MW.
Regionale Marktkenntnis maximiert den Wert von CRRs
Sowohl bei Angleton als auch bei Henrietta ermöglichte die Kenntnis der Knotenpreismuster einen effektiven Einsatz von CRRs. Im Fall von Angleton lag dies daran, dass die Einheit auf der „falschen“ Seite einer großen Solaranlage stand und mithilfe eines CRR die Anlage umgehen konnte. Bei Henrietta entkoppelte der beispielhafte CRR die Erlöse von lokalen Wetterbedingungen und sicherte sie ab.
CRRs sind Werkzeuge zur Steuerung von Engpassrisiken – und Engpässe sind ein lokales Phänomen. Um diese Verträge optimal zu nutzen, ist Wissen über lokale Engpässe entscheidend.
CRRs sind flexible Instrumente
In allen obigen Beispielen bezog sich der CRR auf den Knoten einer bestimmten Batterie. Das muss aber nicht so sein – CRRs sind vielseitige Instrumente und können sich auf beliebige zwei Knoten im Netz beziehen.
Solche Situationen sind eigentlich eher „Spekulation“ oder zumindest „statistische Absicherung“, da ein solcher CRR nicht direkt auf Änderungen im LMP der Anlage reagiert. Dennoch können sie ähnliche Ergebnisse liefern wie die zuvor beschriebenen direkten Absicherungen.
Dieser Ansatz kann besonders für Eigentümer eines BESS-Portfolios wertvoll sein. Ähnliche Regionen oder verbundene Übertragungspfade führen zu korrelierten Risiken für einzelne Standorte. Ein Portfolio aus CRRs kann das Gesamtrisiko umgestalten, die Korrelation mit Wetterereignissen oder Netzausfällen reduzieren. Die richtige Auswahl an CRRs kann das Risikoprofil an die Präferenzen des Investors anpassen.
Allerdings könnten einige dieser Absicherungsinstrumente bei vielen Marktteilnehmern sehr gefragt sein – etwa ein On-Peak-CRR von SP15 nach NP15. Diese hohe Nachfrage kann zu einem Aufpreis für solche Verträge führen.
Wenn Sie mehr darüber erfahren möchten, wie Batteriebetreiber Congestion Revenue Right-Verträge zur Absicherung gegen das Knotenbasisrisiko nutzen können, schreiben Sie dem Autor eine E-Mail an logan@modoenergy.com.
