Die gemeinsame Standortwahl eines Batteriespeichersystems mit einer Wind- oder Solaranlage bietet zahlreiche Vorteile. So kann Strom gespeichert werden, wenn der Wind nicht weht oder die Sonne nicht scheint. Zudem eröffnet die Co-Lokalisierung eine besondere Arbitragemöglichkeit: Die Batterie kann mit überschüssigem (oder abgeregeltem) erneuerbarem Strom geladen und dann ins Netz eingespeist werden, wenn die Preise hoch sind.

Doch was machen gemeinsam betriebene Batteriespeichersysteme im ERCOT tatsächlich? Wie sehen ihre Einnahmen aus? Und wie könnten Wind- und Solarparks von der Co-Lokalisierung einer Batterie profitieren?

Wie schneiden die Einnahmen gemeinsam betriebener Batteriespeicher im Vergleich zu Einzelanlagen ab?

Im Allgemeinen erzielen gemeinsam betriebene Batteriespeichersysteme im ERCOT geringere Einnahmen als alleinstehende Systeme.

• In den ersten vier Monaten des Jahres 2024 erzielten alleinstehende Netzspeicher im ERCOT im Durchschnitt einen Jahreswert von 65.000 $/MW.
• Batterien, die gemeinsam mit Wind- oder Solaranlagen betrieben wurden, erzielten im selben Zeitraum 52 % weniger – durchschnittlich 32.000 $/MW/Jahr.

Tatsächlich schnitt jede einzelne gemeinsam betriebene Batterie im ERCOT in diesem Zeitraum schlechter ab als der Modo BESS Index. (Der ERCOT BESS Index lag von Januar bis April 2024 bei rund 55.000 $/MW/Jahr.)

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Alternativ können Sie die Assets im Modo BESS Index nach Dauer, Standort und Eigentümer filtern. Erstellen Sie detaillierte Benchmarks, die Sie problemlos mit Ihrem gesamten Team teilen können.

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Wie funktionieren gemeinsam betriebene Batteriespeicher im Vergleich zu Einzelanlagen?

Es ist nicht ganz fair, nur die Einnahmen von Einzel- und gemeinsam betriebenen Batterien zu vergleichen. Ziel von gemeinsam betriebenen Batteriespeichern ist es, die Gesamtleistung sowohl der Batterie als auch der Erzeugungsanlage (meist Wind oder Solar) zu optimieren.

Gemeinsam betriebene Batteriespeicher können helfen, die Opportunitätskosten im Zusammenhang mit Abregelung zu verringern.

Abregelung bedeutet, dass eine Erzeugungsanlage angewiesen wird, die Leistung zu reduzieren oder ganz abzuschalten, weil ein Überschuss an Strom im Netz vorhanden ist. Mit einem gemeinsam betriebenen Batteriespeicher kann diese verlorene Energie stattdessen genutzt werden, um die Batterie zu laden. Die Batterie kann dann später – zu höheren Preisen – entladen werden, um Einnahmen zu erzielen.

Dadurch unterscheidet sich das tägliche Lade- und Entladeverhalten gemeinsam betriebener Batterien von dem von Einzelanlagen.

Während das allgemeine Muster bei allen Batteriespeichern ähnlich ist, unterscheiden sich ihre Lade- und Entladeprofile zu bestimmten Zeiten:

• Einzelbatterien werden meist nachts geladen und geben morgens (etwa zwischen 6 und 8 Uhr) einen größeren Teil ihrer Energie ab.
• Das Lade-/Entladeprofil von Batterien an Windstandorten ist über den Tag hinweg deutlich gleichmäßiger.
• Batterien an Solarstandorten weisen die größte Differenz zwischen maximaler Ladung und Entladung im Tagesverlauf auf. Sie laden stark am späten Vormittag (wenn die Solarproduktion ihren Höhepunkt erreicht) und entladen später, wenn die Solarproduktion sinkt.

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• Aus welchen Märkten und Dienstleistungen stammen die Einnahmen gemeinsam betriebener Batteriespeicher?
• Welche Erlösmöglichkeiten bieten gemeinsam betriebene Batterien – basierend auf Fallstudien tatsächlicher Wind- und Solarstandorte in Westtexas?

Aus welchen Märkten und Dienstleistungen stammen die Einnahmen gemeinsam betriebener Batteriespeicher?

Von Januar bis April 2024 erzielten Einzelbatterien 73 % ihrer Einnahmen aus Systemdienstleistungen. Diese stammen aus einer ausgewogenen Kombination von Responsive Reserve (RRS), Contingency Reserve (ECRS) und Regelleistungen.

Im selben Zeitraum erzielten gemeinsam betriebene Batterien – und .