Von Januar bis August 2023 lagen die durchschnittlichen Einnahmen aus Batteriespeichern im ERCOT um 62 % über dem Niveau von 2023. Der Sommer war geprägt von äußerst volatilen Energiepreisen und der Einführung eines lukrativen neuen Nebenprodukts. Wie haben die Batteriespeicher darauf reagiert?

Im August 2023 erzielten Batteriespeichersysteme im ERCOT-Markt gemeinsam Einnahmen von 285 Millionen US-Dollar. Das war mehr als die Batterien in den vorherigen 13 Monaten zusammen erwirtschaftet hatten.

Wie hat sich also der Markt entwickelt? Welche Ressourcen haben 2023 am meisten verdient? Und wie hat sich das alles auf die Einnahmen aus Batteriespeichern ausgewirkt?

Die Speicherkapazität von Batterien im ERCOT wächst rasant

Der Ausbau von Batteriespeichern im ERCOT verlief sehr schnell. In den letzten drei Jahren hat sich die installierte Gesamtkapazität um das Zwölffache erhöht. Laut Daten aus der Netzanbindungs-Warteschlange wird sich dieser Trend 2024 mit hoher Geschwindigkeit fortsetzen.

Ist es also einfach so, dass mehr Batterien auch mehr Gesamteinnahmen bedeuten?

Doch nicht nur die Kapazität der Batteriespeicher ist gestiegen. Die kombinierte Wind- und Solarkapazität im ERCOT hat sich seit 2018 verdoppelt – damit übertreffen die traditionellen erneuerbaren Ressourcen von ERCOT die von CAISO mittlerweile im Verhältnis 2:1.

Mehr Wind- und Solarenergie führen zu volatileren Preisen – und Batterien profitieren davon

Der Ausbau von fluktuierenden erneuerbaren Energien hat zu immer volatileren Preisen beigetragen – ebenso wie das starke Nachfragewachstum im Bundesstaat Texas. Im Sommer verzeichnete ERCOT einen Anstieg der Spitzenlast um 7 %. Dies lag zum Teil an mehr industriellen Verbrauchern (wie großen Rechenzentren und Bitcoin-Minen) sowie an Rekordhitze während des Sommers.

All das führte zu dauerhaft angespannten Netzbedingungen und zu Preisschwankungen bei Energie und Nebenleistungen. Batterien konnten davon profitieren und an manchen Tagen hohe Summen (mehrere Tausend Dollar pro Megawatt) erzielen.

Die Sommermonate – insbesondere der August – waren für Batteriespeicher besonders lukrativ. 51 % der Einnahmen von Januar bis einschließlich August wurden in nur 10 Tagen erzielt – 9 davon im August. Im August erwirtschafteten Batterien im ERCOT das 15-fache des monatlichen Durchschnitts von Januar 2022 bis Juli 2023.

Nebenleistungen sind weiterhin die Haupteinnahmequelle – aber Arbitrage wird wichtiger

Im Juni wurde ein neuer Nebenleistungsmarkt eingeführt – der ERCOT Contingency Reserve Service (ECRS). Dieser trug sofort erheblich zu den Einnahmen aus Batteriespeichern bei.

Obwohl ECRS erst am 10. Juni startete, machte er bis Ende August 2023 bereits 29 % der Batteriespeicher-Einnahmen aus. Dies, obwohl die Beteiligung von Speichern am ECRS hinter anderen Diensten (Regelenergie und Responsive Reserve) zurückblieb.

Von 2022 bis 2023 hat sich der Anteil der Einnahmen aus Energie-Arbitrage im Day-Ahead- und Real-Time-Markt verdoppelt. Das deutet darauf hin, dass mehr Speicherkapazität gezielt zur Ausnutzung der täglichen Preisschwankungen eingesetzt wird.

Doch im Zuge dieser Volatilität waren auch die Clearingpreise für Nebenleistungen im Sommer durchweg hoch.

Für ECRS lag das unter anderem daran, dass zunächst nur wenige Ressourcen für den Day-Ahead-Markt qualifiziert waren.

Doch als Reaktion auf die angespannten Netzbedingungen stiegen die Clearingpreise für alle Nebenleistungen. Die Angebotskurven werden in der Regel so strukturiert, dass sie den Opportunitätskosten für das Verpassen hoher Energiepreise entsprechen.

Wie viel haben einzelne Batteriespeichersysteme 2023 verdient?

All dies hat dazu geführt, dass 2023 ein sehr lukratives Jahr für Batteriespeicher im ERCOT war. Unter den Top-Performern zeigt sich dabei eine deutliche Trennung zwischen Systemen mit längerer und kürzerer Speicherzeit.

So sind beispielsweise sieben der neun besten Systeme (nach jährlichen Einnahmen pro MW in 2023) länger als 1,5 Stunden ausgelegt. Und die fünf Spitzenreiter bei den Arbitrage-Einnahmen gehören zu diesen sieben Systemen.

Diese fünf Systeme erzielten bis Ende August mehr als 100.000 US-Dollar pro MW an jährlichen Arbitrage-Einnahmen, wobei Energie fast ein Drittel des gesamten Umsatzes ausmachte. Viele der Systeme mit längerer Speicherzeit erzielten einen bedeutenden Anteil ihrer Einnahmen über ECRS.

Kurzzeitige Systeme verfolgten dagegen ganz andere Strategien und setzten auf kurzfristigere Dienste wie Regelenergie und Responsive Reserve (RRS).

Die besten Kurzzeitsysteme erzielten einen größeren Anteil ihrer Einnahmen mit Regelenergie – insbesondere Regulation Up – als mit RRS. Ein Vorteil von RRS sind jedoch die viel geringeren Zyklenanforderungen, was mehr Umsatz pro Zyklus bedeutet.

Wie sieht die unmittelbare Zukunft für Batteriespeicher im ERCOT aus?

Voraussichtlich werden die aufs Jahr hochgerechneten Einnahmen zum Jahresende niedriger ausfallen als die Werte von Ende August. Ohne extremes Wetter werden die Strompreise im Winter in der Regel niedriger sein als im Sommer. Dennoch dürften die Jahreseinnahmen deutlich über denen von 2022 liegen.

Für 2024 gilt: Mit weiterem Ausbau der Speicherkapazitäten werden die Nebenleistungsmärkte im kommenden Jahr irgendwann gesättigt sein. Das bedeutet, dass es mehr Batteriespeicherkapazität in Texas geben wird, als von ERCOTs Nebenleistungsdiensten tatsächlich benötigt wird. Dadurch steigt der Wettbewerb um Verträge und die Preise sinken (wie es zum Beispiel in Großbritannien bereits geschehen ist).

Dies fällt voraussichtlich mit der Umsetzung der neu genehmigten Nodal Protocol Revision Request (NPRR) 1186 durch ERCOT zusammen. Das bedeutet, dass Batterien künftig Echtzeit-Telemetrie ihres Ladezustands (oder ihres aktuellen Energieinhalts) bereitstellen müssen, um ihre Verpflichtungen jederzeit erfüllen zu können.

Insgesamt wird sich damit der Trend fortsetzen, dass Batteriespeicher einen immer größeren Anteil ihrer Einnahmen durch Energie-Arbitrage erzielen.