Im September 2026 handelten Statkraft und SSE den ersten Swap, der sich auf den ME BESS GB (2h) Index bezieht. Der Vertrag wird gegen ein reguliertes Maß dessen abgerechnet, was britische Batteriespeicher verdienen.

Am 29. September und 6. Oktober 2026 lud Modo Energy in London Anlagenbesitzer, Entwickler, Versorgungsunternehmen, Banken und Fonds ein, um zu erarbeiten, wie diese Swaps aufgebaut sind und wer sie nutzen würde. Dieser Artikel fasst die präsentierten Inhalte zusammen. Die vollständige Präsentation steht am Ende des Artikels zum Download bereit.

Ein Erlösswap ermöglicht es einem Batteriespeicher-Besitzer, einen variablen Index gegen einen festen Satz in £/MW/Jahr zu tauschen. In den letzten 12 Monaten lag der Durchschnittswert des 2-Stunden-Index bei £69k/MW/Jahr. Bei 17 britischen 2-Stunden-Batterien reduzierte ein Indexswap die mittlere monatliche Erlösschwankung von £22k auf £12k/MW/Jahr. Der Käufer erhält im Gegenzug Einnahmen, die steigen, wenn Wind- und Solarerlöse sinken.

Wichtige Erkenntnisse

• Ein Swap ist ein finanzielles Overlay zur Risikosteuerung, kein Marktzugang. Er wird auf ein fiktives Volumen abgerechnet, ohne Verfügbarkeits- oder Dispatch-Bedingungen. Er läuft parallel zu anderen vertraglichen Einnahmequellen.
• Die ME BESS GB Indizes erfassen 50% mehr Erlöse als ein Day-Ahead-Spread. Der 2-Stunden-Index lag von September 2025 bis August 2026 im Schnitt bei £69k/MW/Jahr; der Day-Ahead TB2-Spread deutete £46k an.
• Ein Indexswap reduziert die Volatilität stärker als ein TB2-Swap. Die mittlere monatliche Volatilität sank mit einem Indexswap auf £12k/MW/Jahr, im Vergleich zu £15k bei einem TB2-Swap.
• Batterieerlöse gleichen erneuerbare Erlöse aus. Ein 1.414 MW Indexswap senkte die monatliche Erlösschwankung eines 500 MW AR3 Offshore-Windparks um 47%.
• Das Basisrisiko verbleibt beim Anlagenbesitzer. Eine Batterie, die schlechter abschneidet als der Index, bleibt unter dem Festpreis.

Die BESS-Vertragslandschaft in Großbritannien entwickelte sich von großen Kapazitätsmarktverträgen über Floors zu Swaps

Mit jeder neuen Struktur wurde das Einnahmerisiko weiter vom Anlagenbesitzer weg verlagert.

2018 wurden die meisten Projekte durch einen umfangreichen Kapazitätsmarktvertrag mit langfristig gesicherten Einnahmen abgesichert, entweder mit einem langen EFR-Vertrag oder einem gewissen Merchant-Exposure durch einen FFR-Vertrag. Floors wurden ab etwa 2021 üblich, als der Markt reifer wurde und die Anlagen auf 50 MW anwuchsen. Ab 2024 deckten physische Tolls Portfolios von ca. 200 MW oder mehr ab: Das Gresham House und Octopus Energy Toll ist ein Paradebeispiel. Der erste Batterie-Indexswap wurde 2026 abgeschlossen und benötigt keinerlei physische Anlage mehr.

​​Die untenstehende Grafik zeigt die Anwendung jeder Struktur auf dasselbe 2-Stunden-Asset. Klicken Sie sich durch die Tabs.