​Ofgem hat bestätigt, dass 77 Projekte mit insgesamt 28,7 GW die erste Zulassungshürde im Fenster 1 des Cap & Floor-Programms für Langzeitspeicher (LDES) genommen haben.

Lithium-Ionen-Batterien dominieren, aber auch Pumpspeicherkraftwerke und Redox-Flow-Batterien sind weitergekommen.

​Diese Projekte gehen nun in die Projektbewertung, wobei Ofgem (unterstützt von NESO) das Multi-Kriterien-Bewertungsverfahren (MCA) durchführt, um zu entscheiden, wer gefördert wird.

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​Welche LDES-Technologien sind im Rennen?

Von den 171 LDES-Projekten (52,6 GW), die sich beworben haben, haben 77 Projekte (28,7 GW) die Zulassungsstufe bestanden und stehen nun vor der Multi-Kriterien-Bewertung.

​Li-Ionen-Batterien dominieren mit über 20 GW an zugelassenen Projekten, was zwei Drittel der gesamten förderfähigen Kapazität entspricht.

Wie viel Kapazität könnte einen Vertrag erhalten?

​​Ofgem hat sich noch nicht auf eine Zahl festgelegt. Die endgültige zu beschaffende Menge hängt von den Ergebnissen der MCA, den aktualisierten Systemmodellen von NESO und einer Bewertung des Verbrauchernutzens ab.

Ofgem berücksichtigt bei der Bewertung die technologische Vielfalt. Die Shortlist kann angepasst werden, um eine Überabhängigkeit von einer einzelnen Technologie zu vermeiden – das könnte bedeuten, dass einige Li-Ionen-Projekte zugunsten von Pumpspeicher- oder Flow-Batterie-Projekten ausgetauscht werden.

Größe und Technologie-Mix der LDES-Projekte

Die förderfähigen LDES-Projekte variieren stark in ihrer Größe – von nur 50 MW bis fast 2 GW. An der Spitze stehen Mega-Projekte wie Nexus 1 (1,8 GW Li-Ionen), Earba (1,8 GW Pumpspeicher) und Coire Glas (1,45 GW Pumpspeicher).

Zehn Projekte erreichen oder überschreiten jeweils 1 GW. Nur wenige sehr große Standorte machen ein Drittel des förderfähigen Kapazitätsmixes aus.

In dieser Phase hat Ofgem nur die Leistung (MW) veröffentlicht. Die Projekte haben für die nächste Bewertung auch Angaben zur Speicherdauer und Energie (MWh) eingereicht, aber Ofgem hat nicht signalisiert, ob diese Details öffentlich gemacht werden.

Um die Zulassung zu erhalten, mussten Projekte eine Mindestdauer von acht Stunden bei voller Leistung erfüllen. Das bedeutet, dass aktuell mindestens 230 GWh an Speicherkapazität für das Programm förderfähig sind. Einige Projekte wie SSEs Coire Glas werden jedoch voraussichtlich deutlich längere Laufzeiten aufweisen – dort sind es bis zu 23 Stunden.

Tracks und Zeitpläne für die Inbetriebnahme

Die Projekte sind in zwei Tracks unterteilt, je nachdem, wann sie voraussichtlich betriebsbereit sind. Ofgem und die Regierung legen die Lieferzeiträume fest, aber die Entwickler haben selbst entschieden, für welchen Track sie sich bewerben:

• Track 1 (bis 2030): 71 Projekte, 24,5 GW
• Track 2 (bis 2033): 6 Projekte, 4,2 GW

Mit 24,5 GW bis 2030 ist Track 1 stark vorgezogen, was die Rolle des Programms zur Erreichung der Clean Power 2030-Ziele unterstreicht.

Ofgem bewertet alle förderfähigen Projekte gleichzeitig, aber die Methodik bevorzugt naturgemäß Projekte, die früher liefern können. Daher werden Track 1-Projekte, die bis 2030 fertiggestellt sein müssen, wahrscheinlich bevorzugt, da sie mit den Clean Power 2030-Zielen der Regierung übereinstimmen.

Die Umsetzbarkeit ist ein zentrales Kriterium der Strategischen Bewertung, und Ofgem prüft, wie gut jeder Entwickler auf die Einhaltung des Zeitplans vorbereitet ist.

Der Bewertungsrahmen: Drei Tests für jedes LDES-Projekt

​Die Auswahl im LDES Cap & Floor-Programm basiert auf einer "ganzheitlichen" Bewertung, die die Ergebnisse der wirtschaftlichen, strategischen und finanziellen Analyse kombiniert.

​​Konkret bedeutet der "ganzheitliche" Ansatz, dass Ofgem das Gesamtbild betrachtet und sich nicht auf eine einzelne Kennzahl verlässt – jeder Bewertungsbereich hat keine festgelegte Gewichtung.

1. Wirtschaftliche Bewertung

Die wirtschaftliche Bewertung schätzt die Vorteile, die jedes Projekt bringt, und berücksichtigt sowohl monetarisierte als auch nicht-monetarisierte Auswirkungen.

Im Mittelpunkt steht das Nutzen-Kosten-Verhältnis (BCR), das die monetarisierten Vorteile den Projektkosten gegenüberstellt. Zu den bewerteten Elementen zählen Großhandelspreiseffekte, Engpassmanagement, Versorgungssicherheit und Projektkosten. Anschließend passt Ofgem die Bewertung anhand nicht-monetarisierter Faktoren an, wie zum Beispiel:

• vermiedene Abregelung,
• Echtzeit-Flexibilität,
• Vorteile für die Netzführung, und
• weitere gesellschaftliche oder ökologische Effekte.

Ofgem passt das BCR mit einer „Swing-Weighting“-Methode an. Das bedeutet, dass dort, wo sich Projekte bei nicht-monetarisierten Effekten am meisten unterscheiden, diese Unterschiede das Ranking stärker beeinflussen.

2. Strategische Bewertung

In dieser Phase wird geprüft, ob das Gesamtportfolio mit den nationalen Zielen übereinstimmt. Es wird geachtet auf:

• Technologische Vielfalt,
• Regionale Verteilung,
• Risiken bei Umsetzung und Kostenüberschreitungen,
• Robustheit gegenüber zukünftigen Energieszenarien (FES) und Wetterjahren.

3. Finanzielle Bewertung

Hier werden LDES-Projekte ausgeschlossen, die voraussichtlich dauerhaft unterhalb der Floor-Grenze liegen (d. h. dauerhaft auf Subventionen angewiesen wären).

• Erwartete Einnahmen (Arbitrage, Re-Optimierung, Systemdienstleistungen, Balancing Mechanism Non-Energy, Kapazitätsmarkt) werden prozentual zur Floor-Grenze bewertet.
• Ein Cap & Floor-Finanzmodell legt die Korridorwerte fest, und ein „Re-Optimierungsaufschlag“ wird angewendet, um den Wert aus Intraday- und Balancing Mechanism-Märkten zu erfassen.

Anders gesagt: BESS-Projekte, die hohe Re-Optimierungserlöse, starke Systemdienstleistungsfähigkeit und Kosteneffizienz nachweisen können, schneiden am besten ab.

Ausblick

Förderfähige Projekte haben nun bis zum 18. November 2025 Zeit, ihre Datenformulare und Nachweise einzureichen. Ofgem wird im Frühjahr 2026 eine erste Entscheidungs-Liste veröffentlichen, gefolgt von den finalen Cap & Floor-Zusagen im Sommer 2026.

Für Entwickler ist die Botschaft klar: Neben Kosten und Effizienz werden Nachweise zur Umsetzbarkeit, Re-Optimierungsfähigkeit und Systemintegration entscheidend sein. Für das britische Energiesystem wird das Ergebnis bestimmen, wie 28,7 GW Langzeitspeicher um einen verbrauchergestützten Einnahmen-Floor konkurrieren.

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