Die Prognoseveröffentlichung von Modo Energy am 26. Oktober ermöglicht die Modellierung von Schedule Freezes, einem der Hauptbestandteile von Flexibilitätsanschlussverträgen (FCA), die heute für erhebliche Umsatzunsicherheiten sorgen. Schedule Freezes bedeuten, dass sich die Batterie an einen Fahrplan halten muss, den sie zu einem bestimmten Zeitpunkt (oft mehrere Stunden) vor Lieferung festgelegt hat, um Netzbetreiber vor unvorhergesehenen Schwankungen beim Redispatch zu schützen. In der Praxis schneidet dies die Batterie nach diesem Zeitpunkt vom kontinuierlichen Intraday-Handel ab.

Vor fünf Monaten haben wir modelliert, was passiert, wenn ein Schedule Freeze Batterien vollständig vom Intraday-Markt ausschließen würde. Die Modellierung ist seither deutlich ausgefeilter und liquiditätsbewusster geworden, sodass Schedule Freezes nun bis auf fünf Minuten genau abgebildet werden können. Obwohl die ÜNBs keine pauschalen, nicht kompensierten Freezes mehr vorschlagen, enthalten viele VNB-FCAs weiterhin pauschale Freezes.

Schon eine einzige Stunde Freeze reduziert den Gesamtumsatz einer Batterie um 8 % bis 12 %, in einigen Jahren unter den schwierigsten Konfigurationen sogar um bis zu 17 % – und das zusätzlich zu einem Intraday-Markt, der ohnehin immer schwerer zugänglich wird. Dieser Artikel erklärt unsere neue Methodik zu Schedule Freezes und Intraday-Analysen im Umgang mit Liquidität, Volumina und Preisen unter Freeze-Bedingungen.

Wichtigste Erkenntnisse

• Ein pauschaler Freeze von einer Stunde reduziert die gesamten BESS-Einnahmen in Modo Energys Zentralszenario um 8,4 % (bei 4 Stunden Dauer) bis 12,0 % (bei 2 Stunden Dauer) – bei einem 4-Stunden-Freeze sogar bis zu 26,8 %.
• Ein Freeze hat zwei Effekte: einen Volumencutoff, da 35 % des gesamten Intraday-Volumens in der letzten Stunde vor Lieferung gehandelt werden, und einen Preiseffekt, der die volatilsten Zeiträume entfernt.
• Freezes treffen auf einen schrumpfenden, größenbewussten Intraday-Pool. Der adressierbare Markt pro GW BESS sinkt von 1.040 MW im Jahr 2026 auf etwa 500 MW bis Mitte der 2030er Jahre.
• Schedule Freezes gehören zu den größten Umsatzhebeln, und die Netzbetreiber-Politik dazu ist einer der größten Risikofaktoren für BESS-Anschlüsse. Die ÜNBs wenden sich inzwischen von pauschalen Drei-Stunden-Freezes ab, viele VNBs setzen jedoch weiterhin auf einen pauschalen Ein-Stunden-Freeze.

Längere Freezes richten pro zusätzlicher Stunde anteilig weniger Schaden an – aber schon 1h kostet 8–12 % Umsatz

Modo Energys deutsche BESS-Prognose modelliert einen Schedule Freeze jetzt als eine einzige Eingabe: wie viele Stunden vor Lieferung ein Asset seine Position nicht mehr ändern darf. Wir haben dies für Freeze-Längen von null bis vier Stunden getestet, sowohl für 2- als auch 4-Stunden-Batterien, bei 50 MW und 500 MW.

Der Sprung von null auf eine Stunde kostet eine 2-Stunden-Batterie 12,0 % des Gesamtumsatzes. Dieselbe Freeze auf vier Stunden zu verlängern, fügt nur weitere 14,8 Prozentpunkte hinzu und erhöht den Gesamtschaden auf 26,8 %.

Das gleiche Muster gilt für ein 4-Stunden-Asset, allerdings auf niedrigerem Niveau: 8,4 % bei einer Stunde, steigend auf 17,5 % bei vier Stunden. Die Auswirkungen sind in beiden Dauern erheblich, da die letzten Stunden des Intraday-Markts für BESS in Deutschland besonders wertschöpfend sind.

Netzbetreiber gehen von pauschalen auf gezieltere oder kürzere Freezes über

Unser vorheriger Artikel modellierte das Worst-Case-Szenario: ein pauschaler Freeze um 18 Uhr am Vortag, der Batterien komplett vom kontinuierlichen Intraday-Markt ausschließt. Dieser Vorschlag reduzierte die Intraday-Einnahmen um etwa 92 % und den Gesamtumsatz um rund 20 %. Damals stand ein pauschaler 3h-Schedule-Freeze auf ÜNB-Ebene zur Diskussion, da die ÜNBs Zeit für ihre benötigten und Batterien neue Unsicherheiten einbringen.