Ofgem war bei den Anforderungen an das erste LDES-Fenster eindeutig: Es sollten Projekte gefördert werden, die den größtmöglichen Nutzen für Verbraucher bringen, ohne auf ihre Untergrenze angewiesen zu sein. Laut vorläufiger Entscheidung unterstützt Ofgem im ersten Cap-and-Floor-Fenster 11 Lithium-Ionen-Batterien mit einer Dauer von 8 bis 18 Stunden und bewertete laut Wirtschaftlichkeitsprüfung die Batterien mit der längsten Speicherdauer am höchsten. Was Ofgem bislang nicht veröffentlicht hat, sind die Zahlen hinter diesen Bewertungen – Informationen, die Entwickler für das nächste Fenster benötigen werden.

Ofgem hat das Programm auf Basis seiner Umsatzprognose als vorteilhaft für Verbraucher eingeschätzt. Die Behörde erwartet, dass Cap-and-Floor-Zahlungen „über die Zeit hinweg weitgehend neutral auf die Stromrechnung wirken“, während die Speicherprojekte die Systemkosten senken. Verbraucher profitieren also von den Systemvorteilen der LDES-Batterien, ohne durch das Programm zusätzliche Kosten tragen zu müssen. Die Untergrenze macht dies möglich, da sie die Projektfinanzierung absichert.

Ausgehend von der Prognose von Modo Energy bleibt eine Batterie jeder Dauer über ihrer Untergrenze, wenn sie für £1,5 Mio./MW oder weniger gebaut wird. Unsere Capex-Umfrage zu heutigen Kurzzeitbatterien zeigt, dass nur die kürzeren Projekte aus Fenster 1 unter diesem Wert liegen. Längere Batterien, die zu Kosten wie in Italiens MACSE-Auktion oder darunter gebaut werden, schaffen dies hingegen bei jeder Speicherdauer.

Wenn das LDES-Cap-and-Floor-Programm erfolgreich ist, stellt sich für künftige Runden die Frage, wie weit man es ausdehnen sollte. Dafür braucht es von Ofgem (und NESO) einen klareren Fahrplan, was und wo gebaut werden soll.

Warum das für Investoren wichtig ist

Die 8,2 GW Batterieflotte in Großbritannien wurde ohne Subventionen oder Anreizsysteme aufgebaut. Entwickler wählten die Projekte mit der besten Rendite, was zu einer Flotte von Kurzzeitbatterien führte.

Das Cap-and-Floor-Modell ist ein anderer Ansatz und könnte einen Wendepunkt für die britische Speicherlandschaft darstellen. Die Untergrenze senkt die Finanzierungskosten, und die geförderten Projekte werden von Ofgem nach ihrem Wert für das System und die Verbraucher ausgewählt – Renditen sind eher ein Filter als das Ziel. Investoren, die auf das zweite Fenster blicken, müssen wissen, was Ofgem wertschätzt und welche Hürden ein Projekt nehmen muss.

Wie Ofgem die Projekte auswählte

Ofgem begann mit der Bewertung des Systemnutzens jedes Projekts, der sogenannten Wirtschaftlichkeitsbewertung. Das Nutzen-Kosten-Verhältnis macht 40 % aus, Versorgungssicherheit 19 %, vermiedene Abregelung erneuerbarer Energien 15 % und Systembetrieb 12 %. Drei kleinere Kriterien machen den Rest aus.

Anschließend wurde das Ranking auf zwei Arten angepasst. Eine Finanzbewertung stufte Projekte mit deutlich erhöhtem Risiko, auf die Untergrenze angewiesen zu sein, ab. Eine Strategiebewertung prüfte die Umsetzbarkeit und wie robust die Platzierung eines Projekts in verschiedenen Szenarien ist.

Die 16- bis 18-Stunden-Projekte erreichen im Schnitt 97,2 Punkte, gegenüber 71,5 bei den 8- bis 12-Stunden-Projekten. Die Differenz resultiert vor allem aus Versorgungssicherheit und vermiedener Abregelung. Die kürzeren Projekte schneiden nur bei der Systembetriebsfähigkeit besser ab.

Beim Kosten-Nutzen-Verhältnis liegen die Gruppen mit 16- bis 18- und 8- bis 12-Stunden-Speichern mit 33,9 bzw. 31,4 dicht beieinander. Ofgems Nutzen-Kosten-Verhältnis teilt den Systemnutzen eines Projekts durch seine eingereichten Kosten, sodass das gute Abschneiden der Langzeitspeicher darauf hindeutet, dass sie zu deutlich geringeren Kosten gebaut werden sollen, als es heutige Werte nahelegen.

Die Finanzbewertung hat dann einige Projekte zurückgestuft. Zwei Flüssigluft-Projekte, die wirtschaftlich auf Platz 10 und 11 lagen, wurden abgewertet, ebenso zehn Vanadium-Flow-Projekte und zwei Pumpspeicherkraftwerke. Alle 11 Lithium-Ionen-Projekte bestanden.

Ofgems Kurs ist klar. Basierend auf den Kapazitätsratschlägen von NESO stellt Ofgem fest, dass die Kapazitätsmodellierung „zunächst eine Präferenz für Speicher mit längerer Dauer“ zeigt. Allerdings wurde nicht veröffentlicht, wie viel länger oder welchen Wert jede zusätzliche Stunde hat.

Was die Batterien verdienen

Eine 200 MW, 2 GWh (10-Stunden) Batterie in Nordschottland erzielt laut Modo Energys zentraler Umsatzprognose zwischen 2030 und 2049 durchschnittlich £216.000/MW/Jahr. Bei 4 GWh (20 Stunden) sind es £262.000/MW/Jahr – also 20 % mehr für doppelte Energiekapazität.