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

Spanische BESS-Projekte, die bei den Hauptauktionen bezuschlagt werden, können Verträge für bis zu die Hälfte der Nutzungsdauer des Assets abschließen und bieten so Planungssicherheit für die Projektfinanzierung.

Der Vorschlag wird derzeit noch von der Europäischen Kommission geprüft, wichtige Details sind noch unklar. Besonders entscheidend sind die De-Rating-Faktoren, die bestimmen, wie viel gesicherte Kapazität BESS tatsächlich bereitstellen können. Diese wurden noch nicht finalisiert.

Wichtige Erkenntnisse

• Spanien führt einen Kapazitätsmarkt ein, um die Versorgungssicherheit zu stärken. Batteriespeicher sind neben Erzeugung und Nachfragesteuerung zugelassen.
• Neue BESS-Investitionen können Verträge für bis zu die Hälfte der Nutzungsdauer abschließen und bieten so langfristige Planungssicherheit für Investoren.
• Die Auktionen verwenden 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 2-Stunden-BESS und von 0,28 bis 0,67 für 4-Stunden-BESS.

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Spanien wird seine Zuverlässigkeitsziele voraussichtlich verfehlen

Spanien bewegt sich beim Thema Versorgungssicherheit auf dünnem Eis. Um das System im Gleichgewicht zu halten, müssen neue BESS- und erneuerbare Anlagen schnell genug installiert werden, um die Lücke durch den schrittweisen Ausstieg aus Kernenergie und Gaskraftwerken zu schließen.

Red Eléctrica (REE), der spanische Übertragungsnetzbetreiber, warnt seit einigen Jahren vor Zuverlässigkeitsrisiken. In seinen Berichten zur Versorgungssicherheit 2023 und 2025 lag Spanien über dem Zuverlässigkeitsziel von 1,5 Stunden erwarteter Lastunterdeckung und erreichte 2,34 bzw. 2,41 Stunden.

Auch ENTSO-E, der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, äußerte sich besorgt. In den jährlichen European Resource Adequacy Assessment (ERAA)-Berichten wurden ähnliche Ergebnisse wie bei REE festgestellt.

​Im ERAA 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 Ziel. Der höchste Wert, 18,61 Stunden im Jahr 2035, war sogar mehr als 13-mal so hoch.

Um diese Probleme zu lösen, kündigte die spanische Regierung im Dezember 2024 die Einführung eines Kapazitätsmarktes an. Dieser neue Markt soll neue Erzeugungs-, Speicher- und Nachfragesteuerungsanlagen anziehen, um gesicherte Kapazität bereitzustellen. Nach dem gescheiterten Vorschlag von 2021 ist dies eine lang erwartete Nachricht für Investoren.

Wann müssen Kapazitätsanbieter verfügbar sein?

Kapazitätsanbieter müssen während sogenannter „Stressstunden“ verfügbar sein – Zeiträume, in denen REE Zuverlässigkeitsrisiken identifiziert. Diese Stressstunden sind auf 10 % der Jahresstunden begrenzt und werden vor Beginn jedes Lieferjahres veröffentlicht. Das ermöglicht den Anbietern, Wartungen und kommerzielle Aktivitäten zu planen.

Für BESS bedeutet das konkret, dass Ladezustand und Einsatzbereitschaft während dieser Zeitfenster sichergestellt werden müssen. Werden die Verfügbarkeitsanforderungen nicht erfüllt, drohen Sanktionen, die in einer künftigen Betriebsvorschrift geregelt werden.

Wie funktionieren die Auktionen im Kapazitätsmarkt?

Der Kapazitätsmarkt wird mittels wettbewerblicher Auktionen gesicherte Kapazität von Erzeugung, Speicher und Nachfragesteuerung beschaffen. Vorgesehen sind drei Auktionstypen: Haupt-, Anpassungs- und Übergangsauktionen – jeweils mit unterschiedlichen Zeitrahmen und Zielen.

Alle Auktionen teilen folgende Merkmale:

• Produkt: Gesicherte Kapazität, berechnet als installierte Kapazität eines Assets multipliziert mit einem technologiespezifischen De-Rating-Faktor.
• Preisbildung: Pay-as-Bid. Sie erhalten den gebotenen Preis, nicht den Clearing-Preis.
• Nachfragekurve: Basierend auf LOLE-Prognosen und dem Wert nicht gelieferten Stroms.
• Höchstpreis: Für bestehende Erzeuger gilt ein vertrauliches Preislimit. Gebote oberhalb dieses Limits werden ausgeschlossen.

Pay-as-Bid-Preisbildung schafft strategische Herausforderungen. In Pay-as-Cleared-Auktionen können Investoren ihre tatsächlichen Finanzierungskosten abbilden und erhalten höhere Einnahmen, wenn sie nicht die Grenzmenge stellen. Bei Pay-as-Bid-Auktionen sind höhere Einnahmen nur durch höhere Gebote möglich – dies erhöht jedoch das Risiko, nicht bezuschlagt zu werden.

Neue Erzeuger, die in der Auktion bezuschlagt werden, können Verträge für bis zu die Hälfte der Nutzungsdauer des Assets, maximal 15 Jahre, abschließen. Bestehende Anlagen sind nur für Einjahresverträge zugelassen.

Jedes in der Auktion bezuschlagte Asset kann seine gesicherte Kapazität sowie die zugehörigen Verpflichtungen und potenziellen Einnahmen nach der Auktion an ein anderes Asset am Sekundärmarkt übertragen.

De-Rating-Faktoren bestimmen die BESS-Einnahmen

Der De-Rating-Faktor ist für potenzielle Investoren vielleicht das wichtigste Designelement. Allerdings lässt der aktuelle Vorschlag das Verfahren zur Berechnung dieser Faktoren nahezu völlig offen. Dennoch lohnt sich ein Blick auf andere Länder mit Kapazitätsmärkten und deren De-Rating-Methoden für BESS sowie die zuletzt verwendeten Werte.

Die analysierten Länder berechnen De-Rating-Faktoren für BESS entweder anhand des marginalen Beitrags dieser Anlagen zur Systemzuverlässigkeit oder anhand ihrer Stromproduktion in Zeiten mit dem höchsten Bedarf. Großbritannien und Irland skalieren diese marginalen De-Rating-Faktoren zudem, indem sie den Einfluss des gesamten BESS-Bestands berücksichtigen.

Die unterschiedlichen De-Rating-Methoden und die jeweilige Erzeugungsstruktur führen zu De-Rating-Faktoren, die von Land zu Land variieren. Beispielsweise reicht der De-Rating-Faktor in Irland von 0,04 für ein halbstündiges BESS bis zu 0,93 für ein 8-Stunden-BESS in Großbritannien. Erste Schätzungen von REE liegen zwischen 0,27 und 0,70 und entsprechen damit anderen europäischen Märkten.

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

Wie geht es für spanische BESS-Investoren weiter?

Der Vorschlag benötigt vor der Umsetzung die Zustimmung der Europäischen Kommission. Offene Fragen betreffen insbesondere die endgültige De-Rating-Methodik, Sanktionsmechanismen bei Verfügbarkeitsverletzungen und den 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, die ein BESS-Projekt anbieten kann – mit direktem Einfluss auf die Vertragserlöse.