​Spanien plant die Einführung eines Kapazitätsmarktes, der langfristig erhebliche Zusatzeinnahmen für Batteriespeicher (BESS) bringen könnte. In Großbritannien machten Kapazitätsmärkte 2025 rund 10 % der BESS-Erlöse aus, bis zum vierten Quartal stieg der Anteil auf 15 %.

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Spanische BESS-Projekte, die sich in den Hauptauktionen durchsetzen, können Verträge mit einer Laufzeit von bis zu der Hälfte der Nutzungsdauer des Assets abschließen – das sorgt für Planungssicherheit bei der Projektfinanzierung.

Der Vorschlag wird noch von der Europäischen Kommission geprüft, wichtige Details sind weiterhin offen. Besonders die sogenannten De-Rating-Faktoren, die bestimmen, wie viel gesicherte Kapazität BESS bieten kann, sind noch nicht finalisiert.

Wichtige Erkenntnisse

• Spanien führt einen Kapazitätsmarkt ein, um Versorgungssicherheitsprobleme zu adressieren. Batteriespeicher sind neben Erzeugung und Nachfragesteuerung teilnahmeberechtigt.
• Neue BESS-Investitionen können Verträge mit einer Laufzeit von bis zu der Hälfte der Nutzungsdauer abschließen, was langfristige Erlössicherheit für die Finanzierung bietet.
• Die Auktionen nutzen Pay-as-bid-Preise statt Pay-as-cleared, wobei gesicherte Kapazität (MW) das Produkt ist.
• De-Rating-Koeffizienten bestimmen, wie viel gesicherte Kapazität jede Technologie tatsächlich bieten kann. In europäischen Ländern reichen die Werte von 0,14 bis 0,44 für einen 2-Stunden-BESS und von 0,28 bis 0,67 für einen 4-Stunden-BESS.

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Spanien wird seine Zuverlässigkeitsziele voraussichtlich verfehlen

Spanien bewegt sich in puncto Versorgungssicherheit auf dünnem Eis. Um das System stabil zu halten, müssen neue BESS- und Erneuerbare-Energien-Anlagen schnell genug installiert werden, um die Lücke zu schließen, die durch den schrittweisen Ausstieg aus Kern- und Gaskraftwerken entsteht.

Red Eléctrica (REE), der spanische Übertragungsnetzbetreiber, warnt seit einigen Jahren vor Zuverlässigkeitsrisiken. In seinen Berichten zur Versorgungssicherheit 2023 und 2025 hat Spanien sein Ziel von maximal 1,5 Stunden Loss-of-Load Expected nicht eingehalten und Werte von 2,34 bzw. 2,41 Stunden erreicht.

Auch ENTSO-E, der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, hat in seinem jährlichen European Resource Adequacy Assessment (ERAA) ähnliche Bedenken geäußert wie REE.

​Im ERAA-Bericht 2025 überschritt das spanische System das Zuverlässigkeitsziel in allen untersuchten Jahren. Selbst der niedrigste Wert, 6,37 Stunden im Jahr 2033, lag mehr als viermal über dem Ziel. Der höchste Wert, 18,61 Stunden im Jahr 2035, war sogar mehr als 13-mal so hoch wie das Ziel.

Um diese Probleme zu lösen, kündigte die spanische Regierung im Dezember 2024 an, einen Kapazitätsmarkt einzuführen. Dieser neue Markt soll neue Erzeugungs-, Speicher- und Nachfragesteuerungsanlagen anziehen, um gesicherte Kapazität bereitzustellen. Für Investoren war das eine lang erwartete Nachricht, nachdem der Vorschlag von 2021 gescheitert war.

Wann müssen Kapazitätsanbieter verfügbar sein?

Kapazitätsanbieter müssen während sogenannter „Stressstunden“ verfügbar sein – das sind Zeiträume, in denen REE ein Zuverlässigkeitsrisiko feststellt. Diese Stressstunden werden auf maximal 10 % der Jahresstunden begrenzt und vor Beginn jedes Lieferjahres veröffentlicht. Das gibt den Anbietern Planungssicherheit für Wartung und Betrieb.

Für BESS bedeutet das konkret, den Ladezustand und die Einsatzbereitschaft während dieser Zeitfenster sicherzustellen. Die Nichteinhaltung dieser Verfügbarkeitsanforderungen führt zu Sanktionen, die in einer künftigen Betriebsanweisung geregelt werden.

Wie funktionieren die Auktionen im Kapazitätsmarkt?

Der Kapazitätsmarkt wird über wettbewerbliche Auktionen feste Kapazitäten von Erzeugung, Speicher und Nachfragesteuerung beschaffen. Der Vorschlag sieht drei Auktionstypen vor: Hauptauktion, Anpassungsauktion und Übergangsauktion – jeweils mit unterschiedlichen Zeiträumen und Zielen.

Allen Auktionen gemeinsam sind folgende Merkmale:

• Produkt: Feste Kapazität, berechnet als installierte Leistung eines Assets multipliziert mit einem technologiespezifischen De-Rating-Faktor.
• Preisbildung: Pay-as-bid. Sie erhalten den Preis, den Sie bieten, nicht den Clearing-Preis.
• Nachfragekurve: Basierend auf LOLE-Prognosen und dem Wert nicht gelieferter Energie.
• Höchstpreis: Für bestehende Erzeuger gilt ein vertrauliches Preislimit. Gebote darüber werden ausgeschlossen.

Pay-as-bid-Preise sorgen für strategische Komplexität. In Pay-as-cleared-Auktionen können Investoren ihren tatsächlichen Finanzierungsbedarf abbilden und erhalten höhere Erlöse, wenn sie nicht die Grenzgebotseinheit sind. Bei Pay-as-bid-Auktionen erfordert ein Erlös oberhalb des Finanzierungsbedarfs ein höheres Gebot – was jedoch das Risiko erhöht, nicht zum Zuge zu kommen.

Neue Erzeuger, die in der Auktion erfolgreich sind, können Verträge mit einer Laufzeit von bis zu der Hälfte der Nutzungsdauer (maximal 15 Jahre) abschließen. Bestehende Assets sind nur für Einjahresverträge zugelassen.

Jedes Asset, das die Auktion besteht, kann seine gesicherte Kapazität sowie die damit verbundenen Verpflichtungen und potenziellen Erlöse nach der Auktion an ein anderes Asset auf einem Sekundärmarkt übertragen.

De-Rating-Faktoren bestimmen BESS-Erlöse

Der De-Rating-Faktor ist vermutlich das wichtigste Designelement für potenzielle Investoren. Allerdings bleibt der Berechnungsprozess im aktuellen Vorschlag nahezu völlig undefiniert. Dennoch kann man vergleichen, wie andere Länder mit Kapazitätsmärkten De-Rating-Faktoren für BESS bestimmen und welche Werte sie in den letzten Auktionen genutzt haben.

Die analysierten Länder berechnen die De-Rating-Faktoren für BESS entweder anhand des marginalen Beitrags dieser Assets zur Systemsicherheit oder danach, wie sie erzeugen, wenn das System sie am meisten braucht. In Großbritannien und Irland werden diese marginalen De-Rating-Faktoren zusätzlich skaliert, indem die Wirkung des gesamten BESS-Bestands betrachtet wird.

Die unterschiedlichen De-Rating-Methoden und Erzeugungsmixe führen zu De-Rating-Faktoren, die je nach Land stark variieren. So reicht die Spanne von 0,04 für einen halbstündigen BESS in Irland bis zu 0,93 für einen 8-Stunden-BESS in Großbritannien. Die ersten Schätzungen von REE bewegen sich zwischen 0,27 und 0,70 – ähnlich wie in anderen europäischen Märkten.

Für einen 2-Stunden-BESS reichen die europäischen De-Rating-Faktoren von 0,14 bis 0,44, für einen 4-Stunden-BESS von 0,28 bis 0,67.

Wie geht es für spanische BESS-Investoren weiter?

Der Vorschlag benötigt vor der Umsetzung die Genehmigung der Europäischen Kommission. Offene Fragen betreffen unter anderem die endgültige De-Rating-Methodik, Sanktionsmechanismen bei Verfügbarkeitsverstößen und den Zeitplan für die ersten Auktionen.

Investoren sollten die De-Rating-Faktoren-Entscheidungen von REE genau beobachten. Der Unterschied zwischen einem Faktor von 0,27 und 0,70 verdoppelt mehr als die gesicherte Kapazität, die ein BESS-Projekt anbieten kann – und beeinflusst damit direkt die Vertragserlöse.