Im September 2026 handelten Statkraft und SSE den ersten Swap, der sich auf den ME BESS GB (2h)-Index bezieht. Der Vertrag wird auf Basis einer regulierten Messgröße abgerechnet, die die Einnahmen britischer Batteriespeicher widerspiegelt.

Am 29. September und 6. Oktober 2026 lud Modo Energy Asset-Eigentümer, Entwickler, Energieversorger, Banken und Fonds nach London ein, um gemeinsam zu erarbeiten, wie diese Swaps aufgebaut sind und wer sie nutzen würde. Dieser Artikel fasst die präsentierten Inhalte zusammen. Das vollständige Folienset steht am Ende des Artikels zum Download bereit.

Ein Revenue Swap ermöglicht es einem Batteriebetreiber, einen variablen Index gegen einen festen £/MW/Jahr-Satz 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 Index-Swap die monatliche mittlere Erlösvolatilität 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 Abrufbedingungen, und ergänzt andere vertraglich gesicherte Erlöse.
• 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 implizierte £46k.
• Ein Index-Swap reduziert die Volatilität stärker als ein TB2-Swap. Die mittlere monatliche Volatilität sank mit Index-Swap auf £12k/MW/Jahr, gegenüber £15k bei einem TB2-Swap.
• Batterieerlöse wirken als Ausgleich zu Erneuerbaren. Ein 1.414 MW Index-Swap senkte die monatliche Erlösvolatilität eines 500 MW AR3-Offshore-Windparks um 47 %.
• Das Basisrisiko verbleibt beim Asset-Eigentümer. Eine Batterie, die unter dem Index performt, liegt unter dem Festpreis.

Die Vertragsmodelle für britische BESS haben sich von großen Kapazitätsmarktverträgen über Floors zu Swaps entwickelt

Mit jeder neuen Struktur wurde das Einnahmenrisiko weiter vom Asset-Eigentümer weg verlagert.

2018 waren die meisten Projekte durch einen umfangreichen Kapazitätsmarktvertrag mit langfristig gesicherten Einnahmen unterlegt, entweder mit langem EFR-Vertrag oder teils mit Merchant-Exposure über einen FFR-Vertrag. Floors wurden ab etwa 2021 üblich, als der Markt reifer wurde und die Projekte auf 50 MW anwuchsen. Ab 2024 deckten physische Tolls Portfolios von etwa 200 MW oder mehr ab: Das Gresham House und Octopus Energy-Toll ist hierfür ein Beispiel. Der erste Batterie-Index-Swap wurde 2026 abgeschlossen und benötigt keinerlei physisches Asset.

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