​Spanien plant die Einführung eines Kapazitätsmarktes, der langfristige Zusatzerlöse für Batteriespeicher bringen könnte. In Großbritannien machten Kapazitätsmärkte 2025 rund 10 % der BESS-Erlöse aus, im vierten Quartal stieg dieser Anteil auf 15 %.

Spanische BESS-Projekte, die bei den Hauptauktionen bezuschlagt werden, könnten Verträge über bis zu die Hälfte der Nutzungsdauer des Assets sichern und damit Finanzierungssicherheit bieten.

Der Vorschlag wird noch von der Europäischen Kommission geprüft, wichtige Details sind noch offen. Besonders entscheidend sind die De-Rating-Faktoren, die bestimmen, wie viel gesicherte Kapazität BESS tatsächlich bereitstellen können – diese 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 über bis zu die Hälfte der Nutzungsdauer abschließen und so langfristige Erlössicherheit für die Projektfinanzierung schaffen.
• 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 für einen 2-Stunden-BESS von 0,14 bis 0,44 und für einen 4-Stunden-BESS von 0,28 bis 0,67.

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Spanien wird seine Zuverlässigkeitsziele voraussichtlich verfehlen

Spanien bewegt sich in Sachen Versorgungssicherheit auf einem schmalen Grat. Damit das System stabil bleibt, müssen neue BESS- und Erneuerbaren-Anlagen schnell genug installiert werden, um die Lücke durch den schrittweisen Ausstieg aus Kernenergie und Gaskraft zu schließen.

Red Eléctrica (REE), der spanische Übertragungsnetzbetreiber, warnt seit mehreren Jahren vor Risiken für die Versorgungssicherheit. In seinen 2023 und 2025 veröffentlichten Zuverlässigkeitsberichten konnte Spanien das Ziel von maximal 1,5 Stunden erwarteter Lastunterdeckung nicht einhalten und erreichte 2,34 bzw. 2,41 Stunden.

Auch ENTSO-E, der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber, äußerte Bedenken. In den jährlichen European Resource Adequacy Assessment (ERAA)-Berichten kamen sie zu ähnlichen Ergebnissen wie REE.

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

Um diese Probleme zu adressieren, 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 dies eine lang erwartete Nachricht nach dem gescheiterten Vorschlag von 2021.

Wann müssen Kapazitätsanbieter verfügbar sein?

Kapazitätsanbieter müssen während sogenannter „Stressstunden“ verfügbar sein – das sind Zeiträume, in denen REE ein Risiko für die Versorgungssicherheit identifiziert. Diese Stressstunden werden auf maximal 10 % der Jahresstunden begrenzt und vor Beginn jedes Lieferjahres veröffentlicht. So erhalten Anbieter Planungssicherheit für Wartung und Betrieb.

Für BESS bedeutet dies insbesondere, den Ladezustand und die Einsatzbereitschaft während dieser Zeitfenster sicherzustellen. Wird die Verfügbarkeitsverpflichtung nicht eingehalten, drohen Sanktionen, die in künftigen Betriebsverfahren konkretisiert werden.

Wie funktionieren die Auktionen im Kapazitätsmarkt?

Der Kapazitätsmarkt wird über wettbewerbliche Auktionen gesicherte Kapazität aus Erzeugung, Speicherung und Nachfragesteuerung beschaffen. Der Vorschlag sieht drei Auktionstypen vor: Haupt-, Anpassungs- und Übergangsauktionen – jeweils mit unterschiedlichen Zeitrahmen und Zielen.

Allen Auktionen gemeinsam sind folgende Merkmale:

• Produkt: Gesicherte Kapazität, berechnet als installierte Kapazität multipliziert mit einem technologiespezifischen De-Rating-Faktor.
• Preisbildung: Pay-as-Bid. Sie erhalten das, was Sie bieten, nicht einen Clearing-Preis.
• Nachfragekurve: Basierend auf LOLE-Prognosen und dem Wert nicht gelieferter Last.
• Mindestpreis: Für bestehende Erzeuger gilt eine vertrauliche Preisobergrenze. Gebote oberhalb dieser Grenze werden ausgeschlossen.

Pay-as-Bid-Preise führen zu strategischer Komplexität. In Pay-as-Cleared-Auktionen können Investoren ihren tatsächlichen Finanzierungsbedarf abbilden und erhalten höhere Erlöse, wenn sie nicht die Grenzmenge stellen. In Pay-as-Bid-Auktionen muss man höher bieten, um über den Finanzierungsbedarf hinauszukommen – riskiert aber, nicht zum Zug zu kommen.

Neue Erzeuger, die in der Auktion bezuschlagt werden, können Verträge mit einer Laufzeit von bis zu der Hälfte der Asset-Nutzungsdauer, maximal 15 Jahre, abschließen. Bestehende Anlagen sind nur für 1-Jahres-Verträge berechtigt.

Jedes in der Auktion bezuschlagte Asset kann seine gesicherte Kapazität sowie die zugehörigen Verpflichtungen und potenziellen Erlöse nach der Auktion am Sekundärmarkt handeln.

De-Rating-Faktoren bestimmen die BESS-Erlöse

Der De-Rating-Faktor ist vermutlich das wichtigste Designelement für potenzielle Investoren. Allerdings ist das Verfahren zur Berechnung im aktuellen Vorschlag fast vollständig undefiniert. Dennoch lässt sich vergleichen, wie andere Länder mit Kapazitätsmärkten De-Rating-Faktoren für BESS bestimmen und welche Werte in den letzten Auktionen verwendet wurden.

Die untersuchten Länder berechnen De-Rating-Faktoren für BESS, indem sie den marginalen Beitrag dieser Assets zur Systemsicherheit oder ihre Erzeugung in kritischen Systemphasen berücksichtigen. Großbritannien und Irland skalieren diese marginalen Faktoren zusätzlich auf die gesamte BESS-Flotte hoch.

Die unterschiedlichen De-Rating-Methoden und Stromerzeugungsmixe der Länder führen zu unterschiedlichen De-Rating-Faktoren. 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 liegen zwischen 0,27 und 0,70 und entsprechen damit dem europäischen Rahmen.

Für einen 2-Stunden-BESS liegen europäische De-Rating-Faktoren zwischen 0,14 und 0,44, für einen 4-Stunden-BESS zwischen 0,28 und 0,67.

Wie geht es weiter für spanische BESS-Investoren?

Der Vorschlag benötigt vor der Umsetzung die Zustimmung der Europäischen Kommission. Offene Fragen sind unter anderem die finale De-Rating-Methodik, die Ausgestaltung der Sanktionen bei Verfügbarkeitsverstößen sowie der Zeitplan für die ersten Auktionen.

Investoren sollten die Entscheidungen von REE zu den De-Rating-Faktoren genau verfolgen. Der Unterschied zwischen einem Faktor von 0,27 und 0,70 verdoppelt mehr als die gesicherte Kapazität eines BESS-Projekts – mit direktem Einfluss auf die Vertragserlöse.