Congestion Revenue Rights (CRRs) und Financial Transmission Rights (FTRs) sind Finanzverträge, die Batteriebetreibern helfen können, Risiken abzusichern und potenziell die Rendite zu steigern.
Sobald eine Ressource ans Netz angeschlossen ist, hängen ihre Erlösmöglichkeiten von den Preisdynamiken an ihrem Standort im Netz ab. Neue Erzeuger und Übertragungsleitungen verändern die Stromflüsse und die Topologie des Netzes, wodurch sich Angebot-Nachfrage-Muster – und somit auch die Preisstrukturen – verschieben.
Diese Veränderungen können die Preisdifferenzen verringern und die Arbitrageerlöse für Batterien schmälern. So sind beispielsweise die Preisunterschiede in der Houston-Lastzone in den letzten Jahren im Vergleich zum restlichen Netz zurückgegangen.
Da der Standort einer Batterie im Netz ihre Merchant-Erlöse maßgeblich bestimmt, stellt sich die Frage: Wie kann der Betreiber das lokale Preisrisiko steuern – und möglicherweise von Preisunterschieden im Netz profitieren?
Die Antwort? Congestion Revenue Rights.
Wenn Sie Fragen zu den Analysen von Modo Energy haben, wenden Sie sich bitte an logan@modoenergy.com oder brandt@modoenergy.com.
Congestion Revenue Rights ermöglichen Erzeugern Zugang zu höheren Preisen – unabhängig vom Standort
In einem Knotenpunktnetz (nodal grid) unterscheidet sich der lokale Grenzpreis (LMP) zwischen den Knoten. Typischerweise ist er an Knoten mit hohem Nachfragedruck höher und an Knoten mit Überschussangebot niedriger.
Das Grundprinzip eines CRR ist es, Marktteilnehmern – egal ob Erzeuger, Verbraucher oder Speicher – eine Absicherung gegen lokale Preisrisiken zu bieten. Erzeugungseinheiten können so von höheren Preisen in Nachfrageschwerpunkten profitieren, während Verbraucher Zugang zu niedrigeren Preisen in weniger überlasteten Netzbereichen erhalten.
Sechs Merkmale definieren ein CRR:
- Laufzeit: Die Vertragsdauer – meist ein Monat oder eine Saison.
- Nutzungszeit: Die Tageszeiten, für die der Vertrag gilt – typischerweise Spitzen- und Nebenzeiten, deren Definition regional variiert.
- Volumen: Die vertraglich vereinbarte Leistung in MW.
- Quelle: Der Punkt im Netz, an dem Energie eingespeist wird, z. B. der Knoten des Generators.
- Senke: Der Punkt im Netz, an dem Energie entnommen wird, oft ein Handelszentrum einer Lastzone.
- Typ: Ein CRR kann eine „Obligation“ oder eine „Option“ sein. In diesem Artikel konzentrieren wir uns auf die Obligationsvariante.
CRR-Zahlungen werden durch die vom Netzbetreiber vereinnahmten Engpasserlöse (congestion rents) finanziert. Damit unterscheiden sie sich von den in Finanzmärkten üblichen Absicherungsinstrumenten wie Futures und Optionen: Es gibt keinen direkten Kontrahenten. Die Preise der Verträge werden in Auktionen bestimmt, die monatlich oder saisonal stattfinden.
CRR-Kontrakte sind flexibel und rein finanzieller Natur; die Senke muss nicht physisch mit der Quelle verbunden sein. Ebenso muss ein Marktteilnehmer keine physische Infrastruktur an einem beteiligten Knoten besitzen oder betreiben. Das ist entscheidend dafür, dass CRRs ein praktikables Risikomanagement-Tool für Batterien sind.
Wie funktionieren CRRs und wie steigern sie die Erlöse?
Ein CRR zahlt dem Inhaber die Preisdifferenz zwischen zwei Knoten multipliziert mit dem vertraglich vereinbarten Volumen in MW aus.
Die Differenz zwischen den beiden Preisen wird als „Basis“ bezeichnet und berechnet sich als Preis am Senkenknoten minus Preis am Quellknoten. Diese Verträge nutzen die Day-Ahead-Preise der Knoten und sind rein finanzielle Produkte: Physische Operationen spielen bei der Abrechnung keine Rolle.
Das Preisnode von Angleton BESS in ERCOT eignet sich gut, um die praktische Anwendung von CRRs zu veranschaulichen.
Seit der Inbetriebnahme im März 2025 bis August 2025 hat Angleton 16 $/kW durch Nebenleistungen und Energiearbitrage verdient – insgesamt 160.000 $. Die Anlage war die leistungsstärkste Batterie hinsichtlich der Top-Bottom Preis-Capture-Rate, wie in den Modo Energy ERCOT-Benchmarkberichten für August und September 2025 hervorgehoben.
Ein 10MW-On-Peak-CRR-Vertrag im zweiten Quartal 2025 zwischen dem Angleton-BESS-Knoten und dem Houston Load Zone Hub hätte dem Vertragsinhaber eine CRR-Zahlung von 50.700 $ eingebracht.
Die Differenz der beiden Knotenpreise während der Spitzenzeiten (Wochentage zwischen 7 und 21 Uhr) summiert sich im Quartal auf 5.073 $. Multipliziert mit dem 10MW-Vertragsvolumen ergibt sich ein Nominalwert von 50.700 $.
Der Preis am Angleton-BESS-Knoten liegt in den Spitzenstunden regelmäßig unter dem der Houston Load Zone. Grund dafür ist die benachbarte 380MW-Solaranlage, die die Mittagsstrompreise in der Region drückt, sowie die Tatsache, dass Angleton mit einer Nennleistung von 9,9 MW zu klein ist, um die Engpassbeschränkung zu beheben.
Ein CRR-Vertrag hätte die Erlöse von Angleton erhöht. Das oben beschriebene Beispiel-CRR hätte die Gesamterlöse auf 210.000 $ gesteigert – 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 immer nur eine Richtung absichern. Betreiber müssen daher entscheiden, welches Risiko für sie wichtiger ist.
(Hinweis: CRR-Optionen verhalten sich anders als CRR-Obligationen, werden hier aber nicht behandelt.)
Wird der Batterieknoten als Quelle gewählt, sichert das das Risiko der Abendspitze ab – erhöht aber das Risiko am Morgen
Betrachten wir zunächst das Entladen der Batterie bei niedrigen Knotenpreisen. Ist der Hubpreis höher als der Batterieknotenpreis, zahlt das CRR aus und gleicht schlechte Großhandelserlöse teilweise aus. Ist der Hubpreis jedoch noch niedriger, muss die Batterie CRR-Zahlungen leisten, was den Gewinn schmälert.
Bei hohen Knotenpreisen kann das CRR als Katalysator wirken: Sind die Hubpreise noch höher, steigert der Vertrag die Erlöse weiter – und bringt die Batterie auf das Niveau anderer Anlagen in ihrer Zone. Liegen die Hubpreise niedriger, mindern die CRR-Zahlungen die Einnahmen und reduzieren den Vorteil lokaler Engpässe.
Aber das ist das Wesen einer Absicherung: Sie opfert einen Teil des Potenzials, um sich gegen Verluste zu schützen.
Im Gegensatz zu konventionellen Erzeugern schaffen CRRs für Batterien eine besondere Dynamik beim Laden.
Ein CRR mit der Quelle am Batterieknoten erhöht das Risiko beim Laden am Mittag.
Ist der Knotenpreis der Batterie mittags niedrig, kann sie günstig laden, um sich auf die Abendspitze vorzubereiten. Ein höherer Hubpreis würde CRR-Zahlungen generieren, die die Ladekosten ausgleichen – was sich positiv auswirkt.
Aber die umgekehrte Situation ist die ungünstigste.
Hoher Knotenpreis und niedriger Hubpreis bedeuten in diesem Fall teures Laden und hohe CRR-Verpflichtungen.
Setzt man die Senke am Batterieknoten, kann das das Morgenrisiko absichern
Obwohl die Begriffe „Quelle“ und „Senke“ tatsächliche Energieflüsse suggerieren, sind CRRs rein finanzielle Verträge. Das heißt, ein CRR kann auch „rückwärts“ laufen – vom Hub zum Erzeugerknoten.
Ein solches CRR – mit einem Last-Hub als Quelle und dem Batterieknoten als Senke – kann Risiken bei ungünstigen Preisen in Ladezeiten absichern. Die Logik aus dem vorherigen Abschnitt gilt auch hier.
Mittags bedeuten niedrige Knotenpreise günstiges Laden. Das CRR mit Senke am Asset-Knoten kann diese Zeiten verteuern – als würde die Batterie Strom vom teureren Quellknoten kaufen. Liegen Quell- und Senkenknoten preislich näher beieinander, erhöhen sich die Auszahlungen, aber weniger stark.
Der eigentliche Wert eines CRR mit Senke am Asset-Knoten entsteht, wenn die Knotenpreise gerade dann hoch sind, wenn die Batterie laden muss. Ist der Senkenpreis auf Höhe des Knotenpreises oder höher, steigert das CRR die Nettoerlöse. Sind die Senkenpreise niedriger, können CRR-Zahlungen die Ladekosten deutlich ausgleichen.
Wann sollte man ein CRR zur Absicherung des Basisrisikos nutzen?
Die Entscheidung hängt davon ab, welches operationelle Risiko die Rentabilität am meisten bedroht – Laden oder Entladen.
Nach Analyse der Preisdynamik am eigenen Knoten bestimmen drei Kriterien, wann CRRs wirkungsvoll absichern:
- Vorhersehbare Engpässe: Anhaltende Engpassmuster eignen sich gut für CRRs.
- Asymmetrisches Risiko: CRRs wirken nur in eine Richtung, Batterien jedoch in beide – nutzen Sie CRRs, um dieses Risiko in eine Chance zu verwandeln.
- Materieller Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit: Das Engpassrisiko sollte groß genug sein, um die CRR-Prämie zu rechtfertigen. Auch wenn sich Muster ändern, schützt der Hedge vor negativen Szenarien.
Wie könnte dieser Entscheidungsprozess in der Praxis aussehen?
Nutzen Sie ähnliche, aber nicht identische Dynamiken in anderen Netzbereichen
Die Henrietta-BESS-Einheit befindet sich in Kaliforniens NP15-Engpasszone, obwohl sie im südlichen Teil des Bundesstaates liegt – zwischen Fresno und Bakersfield.
Sie teilt sich den Standort mit der 100MW-Henrietta-Solaranlage, wodurch die 10MW-BESS-Einheit großen Preisspreads ausgesetzt ist. Diese Dynamik birgt Risiken, sodass die Batterie ihre Einnahmen absichern könnte, indem sie ein CRR mit Senke an ihrem Knoten erwirbt.
Ein solches On-Peak-CRR mit Quelle am Southern California Edison (SCE) Load Price Hub kann die Erlösrisiken im Winter deutlich reduzieren.
Die Sonneneinstrahlung nimmt im Winter ab, doch das Ausmaß hängt von mehreren Faktoren ab, unter anderem vom Breitengrad. Da der Standort von Henrietta weiter nördlich liegt als die meisten anderen Solarfarmen – und alle Anlagen in der SCE-Region –, nimmt die Einstrahlung dort stärker ab.
Das bedeutete, dass Henrietta BESS im Winter weniger günstigen Solarstrom zum Laden zur Verfügung stand. Regen, der bei Atmosphärenfluss-Ereignissen das Central Valley, aber nicht die kalifornischen Wüsten erreichte, verschärfte 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 – einmal sogar im negativen Bereich.
Ein CRR vom SCE-Load-Hub zum Knoten von Henrietta BESS hätte diese niedrigeren Ladekosten nutzen können.
Der Vertrag verringert das Risiko, sich in einer weniger solargünstigen Region als der Wüste zu befinden.
Natürlich war die Situation zu Monatsbeginn umgekehrt: Die Knotenpreise von Henrietta waren niedriger, was zu CRR-Verpflichtungen führte. In diesem Fall hätte Henrietta BESS dennoch profitiert: Die gesamte On-Peak-Basis belief sich im Monat auf 517 $/MW.
Regionale Kenntnisse maximieren den Wert von CRRs
Sowohl bei Angleton als auch bei Henrietta ermöglichte die Kenntnis der lokalen Knotenpreismuster eine effektive CRR-Nutzung. Im Fall von Angleton lag es daran, dass die Einheit auf der „falschen“ Seite einer großen Solaranlage steht und sich mit einem CRR absichern konnte. Bei Henrietta entkoppelt das beispielhafte CRR die Erlöse von lokalen Wetterbedingungen und sichert Einnahmen ab.
CRRs sind Instrumente zum Management von Engpassrisiken – und Engpässe sind ein lokales Phänomen. Um das Maximum aus diesen Verträgen herauszuholen, ist Wissen über lokale Engpässe entscheidend.
CRRs sind flexible Instrumente
In allen obigen Beispielen bezog sich das CRR auf den Knoten einer bestimmten Batterie. Das muss aber nicht so sein – CRRs sind vielseitig und können beliebige zwei Knoten im Netz betreffen.
Solche Situationen sind eher als „Spekulation“ oder zumindest „statistische Absicherung“ zu bezeichnen, da ein solches CRR nicht auf Änderungen des LMP der Anlage reagiert. Dennoch können sie die gleichen Ergebnisse liefern wie die oben beschriebenen direkten Absicherungen.
Gerade für Eigentümer mit einem BESS-Portfolio kann diese Idee wertvoll sein. Einzelne Standorte sind ähnlichen Risiken ausgesetzt, wenn sie in vergleichbaren Regionen liegen oder mit ähnlichen Übertragungswegen verbunden sind. Ein Portfolio von CRRs kann die Gesamtrisikostruktur verändern und die Korrelation zu Wetterereignissen oder Netzstörungen reduzieren. Die passende Auswahl an CRRs kann das Risikoprofil an die Präferenzen des Investors anpassen.
Allerdings könnten einige dieser Absicherungsinstrumente bei vielen Marktteilnehmern sehr begehrt sein – etwa ein On-Peak-CRR von SP15 nach NP15. Hohe Nachfrage kann hier zu einem Aufpreis führen.
Wenn Sie mehr darüber erfahren möchten, wie Batteriebetreiber Congestion Revenue Rights zur Absicherung gegen Knotenbasisrisiken nutzen können, schreiben Sie dem Autor eine E-Mail an logan@modoenergy.com.
