Im Januar 2025 konzentrierte sich unsere Forschung auf die Bewertung der neuesten Entwicklungen im Bereich Betrieb, Ausbau und politische Rahmenbedingungen von Batteriespeichern zum Ende des Jahres 2024 und wie diese das Umfeld für Batteriespeicher in Großbritannien im Jahr 2025 prägen werden.

Darüber hinaus haben wir analysiert, warum die Einnahmen im Januar ein Zwei-Jahres-Hoch erreichten, und die neueste Version unserer GB BESS Umsatzprognose veröffentlicht, die den aktuellsten Ausblick auf die Einnahmen aus Batteriespeichern bis 2050 bietet.

Forschungszusammenfassung Januar

• Die Einnahmen aus Batteriespeichern stiegen im Januar auf 88.000 £/MW/Jahr, ein Anstieg von 5 % gegenüber Dezember und ein Zwei-Jahres-Hoch.
• Wishaw und Coventry waren die ertragsstärksten Batteriespeicher im Dezember 2024 und nutzten sowohl das Balancing Mechanism als auch den Großhandelshandel.
• Version 3.3 der Modo Energy Umsatzprognose für Batteriespeicher in Großbritannien führte ein neues Modell für Intraday-Preise und die Reoptimierung des Dispatchs in diesem Markt ein.
• Im letzten Quartal 2024 erlebten Batteriespeicher den höchsten jemals verzeichneten Anstieg der Energiekapazität mit über 800 MWh.
• Für Batteriespeicher wird erwartet, dass sie die regionalen Kapazitätsziele von Clean Power 2030 um bis zu das Siebenfache übertreffen.

Erstmals seit März 2024 steigen die Einnahmen aus Batteriespeichern zwei Monate in Folge

Die Einnahmen aus Batteriespeichern in Großbritannien erreichten im Januar 2025 einen Wert von 88.000 £/MW/Jahr, was einem Anstieg von 5 % gegenüber Dezember 2024 entspricht und den ersten aufeinanderfolgenden monatlichen Anstieg seit Anfang 2024 markiert.

Die Einnahmen aus dem Großhandelshandel stiegen um 11.600 £/MW/Jahr, angetrieben von 42 % höheren Großhandelspreisspreads, die ein Zwei-Jahres-Hoch erreichten. Zusätzlich erreichten die Intraday-Strompreise am 8. Januar einen Höchststand von 1.780 £/MWh, was zu den höchsten Tageserlösen für Batteriespeicher seit 2022 führte – mit Einnahmen von 394.000 £/MW/Jahr.

Den vollständigen Artikel finden Sie hier, in dem Sie mehr darüber erfahren, was den Preissprung am 8. Januar verursachte, wie Batteriespeicher darauf reagierten und wie sie in den weiteren Erlösströmen des Monats abschnitten.

Balancing Mechanism und Großhandelshandel führten zu den höchsten Einnahmen im Dezember 2024

Im Dezember 2024 erzielten Batteriespeicher Einnahmen von 76.000 £/MW/Jahr, ohne Berücksichtigung der Kapazitätsmarkt-Erlöse. Dies waren die höchsten Einnahmen des Jahres und zum damaligen Zeitpunkt die höchsten seit zwei Jahren. Wishaw war der ertragsstärkste Speicher mit 122.000 £/MW/Jahr, gefolgt von Coventry. Beide nutzten das Balancing Mechanism und Großhandelshandel als Strategie.

Diese beiden Systeme waren auch 2024 die Top-Verdiener, und ihre Strategien blieben im Wesentlichen unverändert gegenüber den Vormonaten. Die Standorte liegen an entgegengesetzten Enden des Landes: Wishaw in Schottland erzielte mehr Einnahmen durch Großhandelsexporte, während Coventry in den Midlands im Dezember mehr durch das Balancing Mechanism verdiente.

Der vollständige Artikel bietet Einblicke in:

• Wie das Balancing Mechanism Offer Dispatch auf einen Rekordwert von 83 GWh anstieg und welchen Einfluss dies auf die Strategien hatte.
• Warum Wishaw auch an schwachen Tagen im Dezember 2024 konstant hohe Einnahmen erzielte – dank seiner Lage in Südschottland und der Balancing Mechanism Strategie.
• Wie Batteriespeicher im Süden Großbritanniens im Balancing Mechanism besser abschnitten als im Norden und von regionalen Preisdynamiken profitierten.

Die vollständige Übersicht der Top-Strategien im Dezember 2024 finden Sie im Artikel hier.

Die neueste Version unserer GB BESS Umsatzprognose bringt neues Intraday-Preis-Modell

Version 3.3 der Modo Energy Umsatzprognose für Batteriespeicher in Großbritannien beinhaltet ein neues Modell für Intraday-Preise sowie eine Reoptimierung des Dispatchs in diesem Markt. Die Kernkraftkapazitäten wurden entsprechend der kürzlich angekündigten Verzögerungen bei Stilllegungen aktualisiert, ebenso die Rohstoffpreise.

Das Dispatch-Modell führt nun zunächst eine Day-Ahead-Optimierung durch, bevor die Positionen im Intraday-Markt alle zwei Stunden während des Liefertages neu optimiert werden. Nach diesen Updates steigt der zusätzliche Erlös aus Intraday-Handel von 22 % im Jahr 2024 auf 35 % im Jahr 2031.

Weitere Aktualisierungen des Prognosemodells umfassen:

• Die Auswirkungen auf die prognostizierte Kernkraftkapazität infolge der verzögerten Stilllegung mehrerer Kernkraftwerke
• Den langfristigen Ausbau von BESS und Carbon Capture and Storage (CCS)
• Preisprognosen für Gas und CO₂ und deren Einfluss auf die Strompreisspreads
• Wie sich die Einnahmen bis 2050 entwickeln

Am Donnerstag, den 22. Januar, fand unser vierteljährlicher GB BESS Revenue Livestream zu den Updates statt. Moderiert von Robyn Lucas, Ed Porter und Shaniyaa Holness-Mckenzie von Modo, wurden Themen von Marktentwicklungen 2024 bis zum Einfluss des Intraday-Handels auf zukünftige BESS-Einnahmen und einem Ausblick auf künftige BESS-Kapazitäten nach Anschlussreformen und Clean Power 2030 behandelt.

Zum Artikel für den vollständigen Livestream und weitere Informationen zu den Modelländerungen und deren Einfluss auf die Einnahmen.

Q4 2024 verzeichnete den höchsten Anstieg der Energiekapazität von Batteriespeichern in einem Quartal

Im vierten Quartal 2024 gingen in Großbritannien 381 MW an neuen Batteriespeichern in den kommerziellen Betrieb, womit die gesamte Nennleistung der Batteriespeicher in Großbritannien auf 4,7 GW anstieg. Die gesamte Energiekapazität erreichte nach dem Ausbau von neun neuen Standorten sowie der Erweiterung von zwei bestehenden Standorten 6,6 GWh. Die durchschnittliche Speicherdauer britischer Batteriespeicher lag Ende 2024 bei 1,4 Stunden.

98 % der im vierten Quartal neu hinzugekommenen Batteriespeicher hatten eine Mindestdauer von zwei Stunden, was auf einen Trend zu längerer Speicherdauer und mehr Flexibilität hindeutet. Zusammen mit der Erweiterung bestehender Speicher bedeutet dies einen Rekordanstieg der gesamten Energiekapazität um 812 MWh im Q4 2024.

Lesen Sie den vollständigen Bericht, um mehr über die neuen Speicher im Q4 2024, ihre Märkte und die Ausbauprognose für 2025 zu erfahren. Außerdem können Sie das aktuelle Update zur Pipeline von Batteriespeichern in Großbritannien bis 2027 herunterladen.

Batteriekapazität könnte bis zu siebenmal über dem Clean Power 2030-Limit liegen

Die Reform der Netzanschlüsse in Großbritannien zielt darauf ab, die Warteschlange für Energieprojekte zu verkürzen. Bis Oktober 2024 hatten 77 % der angemeldeten Kapazität auf eine Anfrage des National Energy System Operator (NESO) reagiert, ihre „Bereitschaft“ zur Netzanbindung bis 2030 zu bestätigen.

Die Aufteilung nach Übertragungs- und Verteilnetzprojekten zeigt, wie viel Kapazität nach der Reform tatsächlich anschlussbereit sein könnte – im Vergleich zu den maximalen Clean Power 2030-Kapazitäten.

In den Verteil- und Übertragungszonen gibt es ein hohes Überangebot an Batteriespeicherprojekten, wobei das Ausmaß je nach Zone variiert.

Die T3-Übertragungszone, die Nordengland abdeckt, ist derzeit die einzige Übertragungszone mit einer Unterversorgung basierend auf der aktuellen Warteschlange. Es sind 564 MW an Batteriespeichern angeschlossen oder sollen bis 2030 angeschlossen werden, verglichen mit dem Clean Power 2030-Limit von 800 MW. Allerdings haben 814 MW aus der gesamten Warteschlange ihre „Bereitschaft“ für den Anschluss bis 2030 signalisiert.

Während im Nordengland (T-3) eine Unterversorgung droht, könnten andere Zonen wie D6 (NGED) und D2 (SP Distribution) ein Überangebot an Batteriespeichern erleben.

Der vollständige Artikel behandelt Details wie:

• Die Ziel-, Minimal- und aktuelle Warteschlangenkapazität für Batteriespeicher in den Verteil- und Übertragungsnetzen.
• Die Haltung der NESO zum Überangebot und wie streng die Kapazitätsgrenzen gehandhabt werden.
• Eine Beschreibung der Maßnahmen, die eingeführt wurden, um fortgeschrittene Projekte während der Reform zu schützen.
• Eine Erklärung der nächsten Schritte bei der Reform der Netzanschlüsse.

Mehr zu den zugrundeliegenden Daten und zur Karte der Verteilnetzanschlüsse finden Sie im vollständigen Artikel.

Synchrone Kompensatoren und Stability Pathfinders: Gewährleistung der Netzstabilität

Die Aufrechterhaltung der Netzstabilität wird immer herausfordernder – insbesondere mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien. Im Gegensatz zu konventionellen Kraftwerken fehlen Wind- und Solarenergie die für die Netzstabilität nötigen Trägheitsreserven.

Hier kommen Technologien wie synchrone Kompensatoren ins Spiel – fortschrittliche rotierende Maschinen, die die benötigte Trägheit liefern, um das Netz im Gleichgewicht zu halten und eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten. Initiativen wie die Stability Pathfinders der NESO sollen innovative Lösungen für die Netzstabilität in einer erneuerbaren Zukunft bieten.

Guy Nicholson, Head of Grid Integration UK bei Statkraft, sprach mit Ed Porter über Netzstabilität, synchrone Kompensatoren und weitere Themen.

Weitere Themen des Podcasts waren unter anderem:

• Netzanschlüsse und Anschlussreformen mit Catherine Cleary und Joe Colebrook – Einblicke in den Netzanschlussprozess aus kommerzieller und technischer Sicht sowie mögliche ideale Ergebnisse der Reform.
• BESS-Märkte in den USA und der Boom von Demand Response durch Krypto mit Ali Karimian – Herausforderungen und Chancen in US-Märkten wie ERCOT, CAISO und PJM, einschließlich der jüngsten Kapazitätsmarkt-Reformen und des Wachstums von Demand Response Programmen in den USA.