Die Einnahmen aus Batteriespeichern sanken im Juli und setzten damit den jüngsten Trend in Verbindung mit der Windstromerzeugung fort. Der Monat brachte jedoch auch eine Wahl, die Veröffentlichung der neuesten Future Energy Scenarios (FES) des ESO und Updates zu wichtigen Märkten für Batteriespeicher mit sich. Dies bot dem Forschungsteam von modo in Großbritannien eine Vielzahl an Themen.
Im Folgenden finden Sie eine Zusammenfassung aller im Juli von Modo veröffentlichten Forschungsarbeiten zu Batteriespeichern in Großbritannien.
Labours beschleunigte Pläne für erneuerbare Energien könnten Batteriespeicher begünstigen
Am 4. Juli 2024 wurde in Großbritannien die Labour-Partei zur neuen Regierung gewählt. Ihr Wahlprogramm sieht eine Beschleunigung der Netto-Null-Verpflichtungen mit deutlich mehr erneuerbarer Kapazität bis 2030 vor. Ziel ist es, die Onshore-Windkapazität zu verdoppeln, die Solarenergie zu verdreifachen und die Offshore-Windkapazität zu vervierfachen.
Dies würde bis 2030 zu 140 GW erneuerbarer Stromerzeugung führen – 43 % mehr als im aktuellen zentralen Basisszenario von Modo Energy prognostiziert.
Der Ausbau der erneuerbaren Kapazitäten soll teilweise durch eine Ausweitung der Contracts for Difference (CfD) erreicht werden. Die Regierung hat die erste Stufe bereits bestätigt und das Budget für die nächste Ausschreibungsrunde um 50 % erhöht.
Mehr erneuerbare Stromerzeugung würde die Strompreise bis 2030 senken, aber kurzfristig auch zu größeren Preisschwankungen führen. Zusammen mit einer Zunahme der Einsätze im Balancing Mechanism und einem höheren Wert von Systemdienstleistungen ist dies eine positive Entwicklung für Batteriespeicher.
Wir prognostizieren, dass die Erreichung der Labour-Ziele die Einnahmen aus Batteriespeichern bis 2030 im Durchschnitt um 4 % steigern würde.
Erfahren Sie mehr über die erneuerbaren Ziele der Labour-Partei und deren Auswirkungen auf Batteriespeicher hier.
Kurzfristig bleibt der Ausbau neuer Batteriespeicherkapazitäten jedoch langsam
Im zweiten Quartal 2024 setzte sich der geringe Ausbau von Batteriespeichern aus dem ersten Quartal fort. Nur 186 MW neue Kapazität gingen in Großbritannien in Betrieb, nach 184 MW im ersten Quartal. Zum Vergleich: Im Jahr 2023 wurden im Durchschnitt pro Quartal 400 MW hinzugefügt.
Im zweiten Quartal gingen fünf Projekte mit einer Größe zwischen 16 und 50 MW ans Netz, darunter die ersten Standorte von SSE (Salisbury) und Atlantic Green (Buxton).
Beachten Sie, dass wir in unserem Update ursprünglich 136 MW an neuen Batteriespeichern gemeldet haben. Diese Zahl wurde auf 186 MW erhöht, da Penwortham im Juni ans Netz ging.
Das Kapazitätsmarktjahr 2024/25 beginnt im Oktober. 1,4 GW nicht-betriebsbereite Anlagen besitzen Kapazitätsmarktverträge für 2024/25, davon sollen 1,1 GW voraussichtlich im dritten Quartal 2024 in Betrieb gehen. Aufgrund des weiterhin geringen Ausbaus rechnen wir jedoch damit, dass nur 150–430 MW davon im dritten Quartal den kommerziellen Betrieb aufnehmen werden.
Im optimistischsten Fall würde dies dazu führen, dass die betriebsbereite Batteriespeicherkapazität bis Ende 2024 auf 5,2 GW steigt – 1,5 GW weniger als die geplante Pipeline.
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Batteriespeicherkapazität bleibt hinter den Prognosen des aktuellen FES-Berichts zurück
Im Juli veröffentlichte das ESO seinen jährlichen Future Energy Scenarios (FES) Bericht für 2024. Dieser Bericht beschreibt mögliche Wege zur Erreichung von Netto-Null-Emissionen bis 2050. Neu ist der Wechsel von „Szenarien“ zu „Pfaden“, die sich auf spezifischere Routen zur Klimaneutralität konzentrieren.
Im Jahr 2024 werden drei Pfade untersucht: Holistic Transition, Electricity Engagement und Hydrogen Evolution. Zudem enthält der Bericht einen „Gegenfaktischen“ Pfad, der das Netto-Null-Ziel bis 2050 verfehlt.
Der Pfad mit dem höchsten Maß an Netzflexibilität (Holistic Transition) sieht den schnellsten Ausbau von Batteriespeichern vor. Dafür werden bis Ende 2029 27 GW Batteriespeicher benötigt – das bedeutet, dass innerhalb der nächsten fünf Jahre 23 GW ans Netz gehen müssten.
Der Ausbau von Batteriespeichern hat sich zuletzt verlangsamt. Die erste Jahreshälfte 2024 verzeichnete die niedrigste neue Betriebskapazität seit 2022 mit insgesamt 370 MW, was auf verzögerte Projekte zurückzuführen ist. Berücksichtigt man diese Verzögerungen in der Fünfjahresprognose von Modo Energy, würde die Batteriespeicherkapazität 2029 bei 20 GW liegen – und damit alle drei Netto-Null-Pfade des ESO verfehlen.
Lesen Sie mehr zur aktuellen FES-Version und deren Bedeutung für Batteriespeicher hier.
Regionale Unterschiede zeigen sich zunehmend im Betrieb und bei Einnahmen von Batteriespeichern
141 einzelne Batteriespeichereinheiten in ganz Großbritannien ergeben die aktuell in Betrieb befindlichen 4,1 GW Batteriespeicherkapazität. Die zunehmende geografische Vielfalt dieses Bestands lässt regionale Trends im Betrieb und bei den Einnahmen erkennen.
Grid Supply Point (GSP)-Zonen werden üblicherweise zur Beschreibung eines Netzstandorts verwendet, entscheidend ist jedoch, zwischen welchen Übertragungsgrenzen eine Batterie liegt. Letztlich bestimmen diese Grenzen (und eventuelle Engpässe) die meisten regionalen Einsätze im Balancing Mechanism.
Wie eine Batterie im Balancing Mechanism eingesetzt wird, hängt davon ab, auf welcher Seite einer Grenze sie sich befindet. Bei Netzengpässen können Batterien auf der Erzeugungsseite mit Geboten abgeregelt werden. Batterien auf der Nachfrageseite hingegen können mit Angeboten hochgefahren werden.
Seit März 2024 erzielen Batteriespeicher in den Engpassregionen Nordschottland, London und dem unteren B15-Gebiet im Durchschnitt höhere Einnahmen als der GB BESS Index. Allerdings zeigen sich darunter wachsende Unterschiede je nach Speicherdauer.
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Derating-Faktoren für Batteriespeicher im Kapazitätsmarkt steigen
Bereits im Sommer hat das ESO Vorschläge zur Änderung der Methodik zur Berechnung der Derating-Faktoren für Batteriespeicher im Kapazitätsmarkt veröffentlicht. Die Methodik soll auf einen „skalierten“ Ansatz der Equivalent Firm Capacity (EFC) umgestellt werden, um den Nutzen der gesamten Batteriespeicherflotte während Stressereignissen zu berücksichtigen.
Die Umstellung auf den skalierten Ansatz erhöht die Derating-Faktoren für fast alle Speicherdauern im Vergleich zur bisherigen Methodik. Das bedeutet, dass Batterien – bei gleichbleibenden Preisen – bis zu 29 % mehr Wert aus dem Kapazitätsmarkt erzielen könnten als bei den letzten Auktionen.
Dennoch würden die Derating-Faktoren trotz des Anstiegs im Vergleich zu den letzten Auktionen weiterhin auf dem zweittiefsten Stand seit Beginn des Kapazitätsmarkts liegen. Grund dafür ist der anhaltende Rückgang der Faktoren aufgrund der begrenzten Speicherdauer von Batteriespeichern.
Wahrscheinlich werden Rampenbeschränkungen im Zuge von Änderungen der Frequenzregelungsdienste aufgehoben
Im Juli konsultierte das ESO zu Änderungen an den dynamischen Frequenzregelungsdiensten. Bei Umsetzung betreffen diese Änderungen Dynamic Containment, Dynamic Moderation und Dynamic Regulation.
Die wichtigste Änderung ist die Aufhebung der maximalen Rampenbeschränkungen für Batterien, die in der Frequenzregelung eingesetzt werden. Diese Beschränkungen begrenzen, wie schnell Batterien ihre Leistung entgegen der Vertragsrichtung anpassen können und kosten aktuell bis zu 12 % Handelsumsatz.
Neben den Änderungen bei den Rampenraten hat das ESO folgende Anpassungen vorgeschlagen:
- Striktere Vorgaben zum Energiemanagement
- Neue Strafzahlungen bei Nicht-Erfüllung
- Erweiterte Anforderungen an Betriebsdaten von Nicht-BMU-Anlagen
- Möglichkeit, Disarm- und Re-Arm-Anweisungen auch außerhalb der Vertragszeiten zu senden
- Erhöhung der maximalen Vertragsgröße auf 100 MW
- Kein Deadband für nicht dauerbegrenzte Einheiten
- Direkte Bezahlung von Sekundäranbietern
ESO und Ofgem werden die Rückmeldungen prüfen und – bei Zustimmung – die Änderungen im November 2024 umsetzen.
Weitere Details finden Sie im vollständigen Artikel hier.
Finales Design des Quick Reserve-Dienstes angekündigt – Start im November erwartet
Das ESO hat das endgültige Servicedesign für Quick Reserve vorgestellt, das im November 2024 startet. Dies ist die zweite Initiative, um im Voraus gesicherte Reserve bereitzustellen, nach dem Start von Balancing Reserve im März 2024.
Quick Reserve soll schnellen Energieausgleich ermöglichen, um Netzungleichgewichte durch schwankende erneuerbare Einspeisung auszugleichen. Batterien im Balancing Mechanism können diese Leistung bereits erbringen, aber die Vorabvergabe verschafft dem ESO mehr Planungssicherheit.
Mit einer Rampenzeit von nur 1 Minute sind Batteriespeicher und Pumpspeicher die einzigen Technologien, die diesen Dienst in beide Richtungen bereitstellen können. Erneuerbare wie Windkraft könnten Negative Quick Reserve bereitstellen.
Batterien stellen derzeit 1,9 GW Frequenzregelung und Reserve in jede Richtung bereit, fast die Hälfte der gesamten Batteriespeicherkapazität. Der neue Quick Reserve-Dienst wird das gesamte Volumen an Systemdienstleistungen für Batterien ab November 2024 um mindestens 300 MW erhöhen und so die nicht reservierte Kapazität reduzieren.
Mit dem Start des Dienstes könnten die Preise für Systemdienstleistungen insgesamt steigen. Aufgrund der umfangreichen Pipeline neuer Batteriespeicherkapazitäten dürften Preisanstiege jedoch nur von kurzer Dauer sein.
Mehr zum neuen Dienst erfahren Sie im vollständigen Artikel hier.
V3.1 der Modo BESS-Umsatzprognose veröffentlicht
Im Juli haben wir Version 3.1 der Modo Energy Prognose für Batteriespeicher-Einnahmen veröffentlicht. Dieses Update beinhaltet Balancing Reserve und Generation TNUoS als Standard, entfernt Rampenbeschränkungen bei der Frequenzregelung und enthält ein vierteljährliches Update der Rohstoffpreise.
GB BESS Outlook-Abonnenten erfahren im Artikel hier, wie sich diese Änderungen auf die Prognosen für Batteriespeichereinnahmen auswirken.
Im Anschluss an die Veröffentlichung fand ein Webinar statt, in dem Robyn und Wendel die Änderungen durch V3 des Prognosemodells erläuterten. Die komplette Aufzeichnung können Sie unten ansehen.
Und... Ben Guest von Gresham House zu Gast im Podcast mit Quentin zum Thema Tolls
Im Juni haben Gresham House und Octopus Energy einen zweijährigen Tolling-Vertrag für 568 MW/920 MWh Batteriespeicherkapazität abgeschlossen. Dies ist der erste derartige Vertrag im britischen Markt und garantiert dem Gresham House Energy Storage Fund einen festen Einnahmenstrom aus den Anlagen.
Ben Guest, Managing Director New Energy & Fund Manager bei Gresham House Energy Storage Fund, sprach im Juli mit Quentin im Transmission Podcast ausführlich über den Deal.
