Zum Jahresende 2024 brachte der Dezember entscheidende Neuigkeiten für Batteriespeicher in Großbritannien. Der neue Quick Reserve-Dienst von NESO wurde eingeführt, was die Einnahmen steigerte und neue Marktchancen für Batteriespeicher eröffnete.

Wir haben die Auswirkungen sinkender Lithiumpreise und geringerer Investitionskosten auf die Erweiterung untersucht. Die Ergebnisse der Vorqualifikation für den Kapazitätsmarkt gaben einen ersten Einblick, was bei der finalen Auktion zu erwarten ist. Und natürlich erreichten die Einnahmen mit £84k/MW/Jahr zum Jahresende ein Zwei-Jahres-Hoch, nachdem sie zu Jahresbeginn auf einem Allzeittief lagen.

Zusammenfassung Dezember

• Batteriespeicher verzeichneten am 12. Dezember ihren höchsten Tagesumsatz seit zwei Jahren.
• Die Einnahmen von Batteriespeichern erreichten mit £84k/MW/Jahr ein Zwei-Jahres-Hoch, angetrieben durch hohe Strompreise bei wenig Wind.
• NESOs neuer Quick Reserve-Dienst startete im Dezember, wobei 36 Batteriespeicher 95 % des akzeptierten Volumens am ersten Tag sichern konnten.
• Sinkende Lithiumpreise und geringere Investitionskosten führen dazu, dass eine zusätzliche Stunde Speicherkapazität bei Ein-Stunden-Systemen jetzt nur noch halb so viel kostet wie der Bau eines neuen Standorts – mit erwarteten Renditen, die Neubauten ab 2026 übertreffen könnten.
• Die T-4 2028/29 Auktion hat 48,7 GW vorqualifizierte Kapazität, wobei 55 % der bedingt vorqualifizierten Kapazität aus Batteriespeichern stammen. Höhere De-Rating-Faktoren haben die Batteriespeicherkapazität im Vergleich zum Vorjahr verdoppelt.
• Die T-1 2025/26 Auktion verzeichnete 9,8 GW vorqualifizierte Kapazität – 3,3 GW über dem NESO-Ziel – was auf niedrigere Clearing-Preise hindeuten könnte.
• In unserem Jahresrückblick 2024 zeigte sich, dass die Einnahmen zunehmend durch den Großhandel und das Balancing Mechanism generiert wurden und sich von der Frequenzregelung entfernten. Phasen mit viel oder wenig Wind führten zu Umsatzspitzen. Im Dezember gab es Rekordmengen und -einnahmen im Balancing Mechanism. Zwei-Stunden-Systeme dominierten den Ausbau, während neue Dienste wie Quick Reserve und Balancing Reserve an Bedeutung gewannen.

Quick Reserve verleiht Batteriespeichern zusätzlichen Schub

Der neue Quick Reserve-Dienst von NESO startete Anfang Dezember. 36 Batteriespeicher nahmen an der ersten Auktion teil und sicherten sich 95 % des akzeptierten Volumens. Einige frühe Teilnehmer konnten im Dienst bis zu £94k/MW/Jahr verdienen.

Wie schon am ersten Tag der Balancing Reserve-Auktionen im März waren die Clearing-Preise volatil – sie schwankten zwischen £0 und £26,63/MW/h. Im positiven Dienst lagen die Preise im Durchschnitt bei £10,91/MW/h, während negative Preise im Schnitt £6,32/MW/h betrugen.

Im Dezember führte die Einführung dieses Dienstes dazu, dass das gesamte Volumen der Batteriespeicher-Reserve im Schnitt von 160 MW auf 580 MW anstieg. Zusammen mit hohen Clearing-Preisen durch starke Großhandelspreisschwankungen stiegen die Reserveeinnahmen im Dezember von £1k/MW/Jahr auf £11k/MW/Jahr.

Mehr zum ersten Tag von Quick Reserve finden Sie im Artikel hier.

Und wie der Dienst im gesamten Dezember abgeschnitten hat, erfahren Sie hier.

Erweiterungen könnten bald höhere Renditen bringen als neue BESS-Standorte

Eine zusätzliche Stunde Speicherkapazität zu einem Ein-Stunden-System hinzuzufügen, kostet jetzt nur noch halb so viel wie der Neubau eines Ein-Stunden-Standorts.

Die Lithiumpreise sind inzwischen wieder auf ihr historisches Durchschnittsniveau vor 2022 zurückgekehrt. Das zentrale Prognoseszenario von Modo Energy geht davon aus, dass diese Kosten weiter fallen, da das Angebot steigt. Betreiber von Batteriespeichern könnten diese Entwicklung nutzen, um Standorte zu erweitern.

Frequenzregelungsdienste machten 2023 mehr als die Hälfte der Einnahmen für Batteriespeicher aus. Da in diesen Diensten nach Leistung und nicht nach Energie vergütet wird, steigerte eine zusätzliche Stunde Speicherkapazität die Einnahmen nur um 23 %.

Mit gesunkenen Investitionskosten und dem Eintritt der Batteriespeicher in den Energiehandel, der inzwischen fast die Hälfte der Einnahmen ausmacht, kostet eine zusätzliche Stunde Kapazität jetzt nur noch halb so viel wie der Bau eines neuen Ein-Stunden-Systems.

Mehr zu den Renditen und zur praktischen Umsetzung von Erweiterungen finden Sie im Artikel.

Batteriespeicher könnten Clearing-Preise in der T-4 2028/29 Auktion maßgeblich beeinflussen

Für die T-4 2028/29 Kapazitätsmarkt-Auktion wurden 48,7 GW abgewertete Kapazität vorqualifiziert – 4,7 GW über dem NESO-Ziel.

Von den 48,7 GW vorqualifizierter Kapazität sind 6,6 GW bedingt vorqualifiziert. Bevor diese Einheiten teilnehmen können, müssen bestimmte Bedingungen erfüllt werden, wie beispielsweise das Hinterlegen von Sicherheiten oder das Einreichen relevanter Genehmigungen.

Batteriespeicher machen 55 % der bedingt vorqualifizierten Kapazität aus. Historisch gesehen nehmen 44 % dieser Kapazität tatsächlich an der Auktion teil. Sollten diese Einheiten nicht vollständig vorqualifizieren, könnte dies die Marge in der Auktion verringern und zu höheren Preisen führen.

14 GW Anschlusskapazität für Batteriespeicher wurden für die Auktion mit einer abgewerteten Kapazität von 4,1 GW vorqualifiziert.

Durch die Aktualisierung der De-Rating-Faktoren für Batteriespeicher durch NESO zu Beginn des Jahres stiegen diese in der T-4 2028/29 um 35 %. Damit wurde die bisher höchste abgewertete Kapazität für Batteriespeicher für die Auktion vorqualifiziert – doppelt so viel wie im Vorjahr.

Mehr zum Thema und zu den Auswirkungen auf die Preise finden Sie im Artikel.

T-1 2025/26 Kapazitätsmarkt: Vorqualifizierte Kapazität liegt 3,3 GW über dem Ziel

Die Vorqualifikationsergebnisse für den T-1 2025/26 Kapazitätsmarkt zeigen, dass 9,8 GW abgewertete Kapazität vorqualifiziert wurden – 3,3 GW über dem NESO-Ziel. Von den 9,8 GW sind 1,3 GW bedingt vorqualifiziert.

Selbst wenn diese Einheiten ausfallen sollten, bliebe ein Überschuss von 2 GW. Da die Preise bei den T-1 Auktionen seit dem Lieferjahr 2022/23 sinken, könnte dieses Überangebot auf niedrige Clearing-Preise hindeuten.

Im vollständigen Artikel erfahren Sie mehr zu den vorqualifizierten Kapazitäten und möglichen Auswirkungen auf die Preise.

Die Einnahmenstruktur für Batteriespeicher hat sich 2024 verändert

2024 war ein spannendes Jahr für die Einnahmen aus Batteriespeichern in Großbritannien. Die Systeme wurden weniger abhängig von Frequenzregelungsdiensten und wechselten verstärkt zu energiebasierten Diensten wie dem Großhandel und dem Balancing Mechanism.

Neue Dienstleistungen, Marktprozesse und politische Maßnahmen wurden eingeführt, und die Zahl der Systeme, Eigentümer und Betreiber am Markt stieg.

Eines der wichtigsten Merkmale 2024 war die enge Verbindung zwischen Windstromerzeugung und Einnahmen. Da die Einnahmen durch Großhandelspreise und deren Spannen getrieben wurden, waren Phasen mit viel oder wenig Wind entscheidend.

Im Balancing Mechanism nahm das von Batteriespeichern bereitgestellte Volumen 2024 durchschnittlich jeden Monat um 15 % zu. Auch die in-merit-Dispatch-Rate stieg an. Im Dezember wurden Rekordmengen und -einnahmen erzielt.

Weitere wichtige Ereignisse des Jahres:

• Die Dominanz von Zwei-Stunden-Systemen beim Ausbau,
• Die Reihe von Erweiterungen bei Gresham House und deren besonderes Tolling-Abkommen mit Octopus,
• Die Einführung der beiden neuen Dienste – Balancing Reserve und Quick Reserve,
• Und das Auftreten neuer Systeme, Eigentümer, Betreiber und Betriebsstrategien.

Mehr zu Projekten, Eigentümern, Markttrends und Strategien des Jahres 2024 – und was 2025 kommt – finden Sie im vollständigen Artikel.

Die Transformation der globalen Batteriemärkte

Der globale Markt für Batteriespeicher befindet sich im schnellen Wandel. Der Rückgang der Zellpreise, ausgelöst durch Schwankungen bei den Lithiumkosten, hat zu einem Anstieg der Batterieproduktion geführt – insbesondere in Regionen wie China. Die mögliche Einführung von Zöllen auf US-Hersteller zeigt jedoch die Herausforderungen beim Ausbalancieren globaler Lieferketten und lokaler Produktion.

Angesichts dessen und dem Aufkommen von Alternativen zu lithiumbasierten Technologien stellt sich die Frage: Wie entwickeln sich die Kosten und die Nachfrage nach Batteriespeichern in Zukunft?

Iola Hughes, Head of Research bei Rho Motion, spricht mit Ed Porter über den starken Preisverfall bei Zellen und das Konzept gestufter Batteriequalität sowie dessen Auswirkungen auf die Preisbildung.

Weitere Themen des Podcasts:

• Wasserkraft und Langzeitspeicher mit Kate Gilmartin – Kate und Ed sprechen über verschiedene Arten der Wasserkraft und deren Rolle bei der Langzeitspeicherung.
• Einführung in den australischen National Electricity Market (NEM) mit Alex Leemon – Diese Folge von Transmission beleuchtet den Wandel des Strommarkts in Australien, gibt einen Überblick über den größten Markt des Landes, betrachtet den aktuellen Ausbau der Batteriespeicherung und diskutiert die Herausforderungen des Systems.