Im September haben wir uns mit dem zukünftigen Ausbau, der gemeinsamen Nutzung von Batteriespeichern, den Auswirkungen großer Batterien auf die Einnahmen und der Wirtschaftlichkeit von Langzeit-BESS beschäftigt. Außerdem haben wir analysiert, wie der Balancing Mechanism zum höchsten Tagesumsatz seit Oktober 2023 beigetragen hat. Darüber hinaus werfen wir einen Blick auf die Entwicklung der Skip-Raten im Jahr 2024 und weitere wichtige Batterietrends des Jahres.

Eine kurze Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse aus der Forschung im September finden Sie unten.

Zusammenfassung September

• Die Einnahmen aus dem Balancing Mechanism waren ein wesentlicher Faktor für den höchsten täglichen BESS-Umsatz im September seit Oktober 2023.
• Trotz des höchsten Tagesumsatzes seit fast einem Jahr war der September der viertbeste Umsatzmonat im Jahr 2024.
• Die Skip-Raten für Energieaktionen im Balancing Mechanism verbesserten sich von 90 % im Jahr 2023 auf 76 % im August 2024, wobei systemgekennzeichnete Aktionen hinterherhinken.
• Das Q3 Balancing Programme Webinar von NESO hob kommende Änderungen im Constraint Management und der Batterie-Dispatch-Optimierung hervor.
• Bis 2030 wird erwartet, dass sinkende Batterie-Capex Batterien für Speicherzeiten bis zu 10 Stunden wirtschaftlicher machen als Pumpspeicherkraftwerke.
• Bereits im nächsten Jahr könnte die erste 300-MW-Batterie in Betrieb gehen. Große Batterien über 300 MW unterliegen Rampenratenbeschränkungen, die die Handelsflexibilität einschränken, können dies aber meist durch selteneren, aber längeren Dispatch ausgleichen.
• Bei bestehenden Batterien in Großbritannien lag die durchschnittliche Degradation nach 365 Zyklen bei 4 %, einige Systeme erreichten bis zu 11 %.
• In der CfD AR6 sind 1,4 GW Batteriespeicher geplant, die gemeinsam mit erneuerbaren Projekten installiert werden, die Verträge erhalten haben. Das ist die bisher größte Kapazität.
• Im Jahr 2024 zeigt sich eine stärkere Verbindung zwischen BESS-Einnahmen und Windstromerzeugung. Die Häufigkeit negativer Strompreise nimmt zu – verursacht durch subventionierte erneuerbare Erzeugung. Bis 2027 wird mit bis zu 1.000 Stunden negativer Preise gerechnet.

Balancing Mechanism als Haupttreiber für den höchsten Tagesumsatz seit Oktober 2023

Am Dienstag, den 10. September, erzielten Batterien einen Umsatz von £97k/MW/Jahr – der höchste Tagesumsatz seit Oktober 2023. Wie schon im August wurde dies durch zusätzliche Einnahmen aus dem Balancing Mechanism ermöglicht. Allein durch Offer-Dispatches wurden an diesem Tag £38k/MW/Jahr erzielt.

Niedrige Großhandelspreise führten dazu, dass Batterien in Zeiten geringer Nachfrage Strom importierten. Diese Dispatches wurden jedoch durch den Balancing Mechanism wieder rückgängig gemacht, wobei diese Flexibilität genutzt wurde, um hohe Windabschaltungen in Schottland auszugleichen. Mittags stellten Batterien 1,9 GWh an Offer-Volumen bereit. Sie erzielten Einnahmen durch die Differenz zwischen Importkosten und Offer-Preis.

Lesen Sie den vollständigen Artikel, um zu erfahren, wie eine Batterie 2,5-mal mehr als der Flottendurchschnitt verdient hat – hier.

Capex-Rückgänge fördern den Ausbau von Batteriespeichern in den nächsten 15 Jahren

Im Rahmen des GB BESS-Ausblicks für Q3 2024 haben wir im September die Entwicklung der Investitionsgrundlagen für Batterien unterschiedlicher Dauer sowie die praktischen Grenzen der Ausbaugeschwindigkeit untersucht.

Ab 2028 verändert sich die Investitionsperspektive für neue Batterien. Grund dafür ist eine Verfünffachung der installierten Kapazität von Zwei-Stunden-Batterien sowie sinkende Capex-Kosten.

Wir gehen davon aus, dass die Capex-Senkungen bei Batterien mit längerer Speicherdauer am stärksten ausfallen werden, da ein größerer Anteil der Kosten auf Zellen entfällt, deren Preise am schnellsten sinken.

Mit dem Ausbau der erneuerbaren Kapazitäten in den nächsten drei Jahren entstehen mehr Handelsmöglichkeiten zwischen den Tagen, wovon Batterien mit längerer Speicherdauer profitieren. Das stärkt das Geschäftsmodell für Langzeitspeicher, die wir mit einer Ausbaugeschwindigkeit von 3 GW pro Jahr bis 2040 sehen.

Mehr dazu, wie sinkende Capex bei Langzeitbatterien die Investitionsperspektive im Vergleich zu Zwei-Stunden-Batterien verbessert, lesen Sie hier.

(Das Update v3.2 der GB-Prognose erscheint im Oktober 2024 und wird Änderungen am langfristigen Ausbau enthalten.)

Wird BESS andere Langzeit-Technologien übertreffen?

Neben der Analyse der Auswirkungen sinkender Capex auf den Ausbau haben wir im September auch detailliert die Auswirkungen auf Langzeitspeicher betrachtet.

Langzeitspeicher werden laut Department for Energy Security and Net Zero als Speicher mit 6 Stunden oder mehr definiert – ein Bereich, der derzeit von Pumpspeicherkraftwerken dominiert wird. Durch sinkende Capex-Kosten für Batteriespeicher erwarten wir jedoch einen deutlichen Anstieg von Batterien mit 6-8 Stunden Speicherdauer.

Die Capex-Kosten für BESS steigen mit der Speicherdauer deutlich stärker als bei Pumpspeichern. Projekte mit längerer Speicherdauer benötigen mehr Zellen, die den Hauptkostenfaktor darstellen. Daher sind Pumpspeicherkraftwerke derzeit für Speicherzeiten über 6 Stunden günstiger zu errichten.

Sinkende Zellpreise könnten dies jedoch ändern: Bis 2030 erwarten wir, dass Batterien für Speicherzeiten bis etwa 10 Stunden günstiger werden.

Lesen Sie den vollständigen Artikel, warum wir einen verstärkten Ausbau von Batterien mit bis zu 8 Stunden Speicherdauer erwarten – hier.

Wie sehen die Einnahmen für Batterien über 300 MW aus?

Wir haben auch den Einfluss großer Batterien auf die Einnahmen betrachtet – also Batterien mit einer Leistung von 300 MW und mehr.

Die ersten Batteriespeicher mit mehr als 300 MW könnten bereits nächstes Jahr ans Netz gehen, Systeme mit bis zu 1 GW bis 2027. Diese Batterien unterliegen Rampenratenbeschränkungen, was zu geringeren Großhandelserlösen pro MW führen kann.

Rampenbeschränkungen sorgen für Netzstabilität, begrenzen aber die Energiemenge, die Batterien handeln können – besonders bei kurzen Dispatches. Größere Batterien können den Einnahmeverlust jedoch minimieren, indem sie weniger, dafür längere Handelszyklen fahren.

Die Analyse im September zeigte: Eine 1-GW-Batterie könnte pro MW nur 3 % weniger Großhandelserlöse erzielen als ein 300-MW-System.

Mehr dazu, wie große Batterien die Marktpreise beeinflussen und im Balancing Mechanism anders eingesetzt werden, lesen Sie im vollständigen Artikel hier.

Skip-Raten: Wie haben sich diese 2024 für BESS verbessert?

Die Skip-Raten für Batterien im Balancing Mechanism haben sich 2024 verbessert, allerdings nicht für alle Aktionsarten. Energieaktionen verbesserten sich von 90 % Ende 2023 auf 76 % im August. Bei systemgekennzeichneten Aktionen hinken die Verbesserungen hinterher, wodurch eine Lücke von 18 % entstand.

Constraint-Aktionen werden derzeit nicht über die Open Balancing Platform (OBP) abgewickelt und daher nicht per Bulk Dispatch instruiert. Sie erfolgen weiterhin über manuelle Prozesse.

Lesen Sie den vollständigen Artikel, wie sich die Skip-Raten bei einzelnen Batterien entwickelt haben – hier.

September-Webinar: Wichtige Änderungen für BESS im Balancing Programme ab Q3 2024

Am Donnerstag, 26. September, fand das vierteljährliche Balancing Programme Update von NESO statt. Im Webinar wurden die Änderungen und Verbesserungen des Balancing Programmes von Juni bis August zusammengefasst.

Im August wurde das höchste Batterievolumen über die OBP und insgesamt das höchste jemals gemessene Batterievolumen instruiert. Der Kontrollraum hat im August 81 GWh Batterievolumen dispatcht, davon 73 GWh über die OBP.

Weitere Verbesserungen im Balancing Programme – darunter Updates zum Constraint Management, Batterie-Dispatch und der Weg zu einem nationalen Optimierer – finden Sie im vollständigen Artikel.

Degradation: Auswirkungen auf Batteriespeicher 2024

Oft werden wir gefragt, wie sich die Degradation auf bestehende Batterien auswirkt. Es gibt derzeit keine öffentlich verfügbaren Degradationsdaten für Batterien in Großbritannien. Deshalb haben wir Messdaten analysiert, um abzuschätzen, wie viel Energiekapazität Batterien über die Zeit verloren haben.

Laut diesen Daten haben Batterien nach 365 Zyklen im Durchschnitt etwa 4 % ihrer Kapazität verloren.

Im Allgemeinen verlaufen die Degradationsraten im Rahmen der Branchenerwartungen. Mehr Zyklen führen zu mehr Degradation. Einige Batterien haben jedoch etwas schneller (bis zu 11 % nach 365 Zyklen), andere langsamer degradiert.

Faktoren wie Zyklusrate, durchschnittliche Entladetiefe und Entladeleistung beeinflussen die Degradationsraten.

Mit immer mehr Lade- und Entladezyklen – lesen Sie im vollständigen Artikel, wie stark diese Faktoren die Degradation beeinflussen hier.

Batterie-Kollokation erreicht 1,4 GW im neuesten CfD-Vergaberunde im September

In CfD AR6 haben 9,6 GW erneuerbare Projekte Verträge gewonnen, darunter auch Kapazitäten aus früheren Vergaberunden. Batterien können nicht direkt an der CfD teilnehmen. Wir schätzen jedoch, dass 1,4 GW Batteriespeicher gemeinsam mit erfolgreichen Erneuerbaren-Projekten geplant sind.

Nach einer Rekordvergabe von 3,3 GW Solar könnten 1 GW Batteriespeicher mit diesen Projekten gekoppelt werden. Die restlichen 400 MW werden voraussichtlich mit Windkraft gekoppelt.

Im vollständigen Artikel finden Sie Details zu den Gewinnern und geplanten Standorten. Modo-Abonnenten können außerdem die Datenbank zur Batterie-Kollokation herunterladen. Alles dazu hier.

Warum entstehen negative Preise – und warum werden sie weiter zunehmen?

Im Jahr 2024 gab es bereits über 150 Stunden mit negativen Strompreisen in Großbritannien – nach 107 Stunden 2023 und nur 29 in 2022. Wir erwarten, dass dieser Trend bis 2027 auf bis zu 1.000 Stunden ansteigt.

Der Anstieg wird durch das Wachstum subventionierter, preisunempfindlicher Erzeugungskapazitäten getrieben. 80 % der heutigen erneuerbaren Kapazität haben keinen Anreiz, bei £0/MWh abzuschalten.

Die Gesamtkapazität dieser Erzeuger wird bis 2027 weiter steigen – entsprechend auch die Zahl der negativen Preisperioden. Danach kehrt sich der Trend durch Stilllegung von Kernkraftwerken, auslaufende Subventionen und steigende Nachfrage um.

Im vollständigen Artikel erfahren Sie mehr über negative Preise und die wachsende Rolle der Interkonnektoren – hier.

Zum Schluss: BESS in Großbritannien – Zehn Trends 2024

Die jährliche Messe Solar & Storage Live fand Ende September statt. Unser Markets Lead Wendel präsentierte die zehn wichtigsten Trends für Batteriespeichersysteme in Großbritannien im Jahr 2024.

In seiner Präsentation sprach Wendel über Trends wie:

• Capex-Reduktionen und deren Auswirkungen auf die Investitionsberechnung
• Ausbau und kommende Großbatterien
• Veränderte Erlösstrategien und die Verbindung zur Windstromerzeugung
• Und viele weitere Themen

Falls Sie die Präsentation verpasst haben, finden Sie sie hier als Artikel auf unserer Plattform.

Im Podcast: Sarah Honan über lokationsbezogene Preise und dezentrale Energie

Im September reichten die Themen bei Transmission von der Bewertung der Auswirkungen der Energiewende auf Batterien im Kapazitätsmarkt bis hin zur Debatte über zonale vs. nationale Preise. Außerdem ging es um den Fachkräftemangel und einen Überblick über Erdgas und dessen Einfluss auf Strompreise.

Sarah Honan, Leiterin Politik bei der Association for Decentralised Energy, war zu Gast bei Ed Porter und sprach über die Debatte rund um zonale und nationale Preise sowie über wichtige Erfolgsfaktoren für die Umsetzung von Nachfrageflexibilität.

Weitere Themen im September:

• Lisa Waters, Gründerin von Waters Wye Associates, über die Rolle von Batterien im Kapazitätsmarkt, notwendige regulatorische Änderungen und deren Umsetzung im Vereinigten Königreich.
• Seb Kennedy, Herausgeber von Energy Flux, analysiert die Komplexität des Erdgasmarktes und die Rolle von Gas auf dem Weg zur Dekarbonisierung der Energieversorgung.
• David Hunt, CEO von Hyperion Executive Search, spricht über den Fachkräftemangel in der Erneuerbaren-Branche und wichtige Schwerpunkte für die kommenden zehn Jahre.