Die Energietochter des norwegischen, staatlich unterstützten Energieversorgers Equinor hat kürzlich zwei große Optimierungsgeschäfte für Batteriespeichersysteme (BESS) abgeschlossen und bietet Abnahmedienste für das 200-MWh-Kvosted-Projekt in Dänemark und das 400-MWh-Windyhill-Projekt in Großbritannien. Diese Transaktionen spiegeln die Entwicklungstendenzen bei den Abnahmemodellen für Batteriespeicher in Europa wider. Mit dem Eintritt weiterer Marktteilnehmer, darunter Rohstoffhändler, Finanzinstitute und Versicherer, werden die Abnahmestrukturen vielfältiger.
Javed, eine Vertreterin von Equinor, erläuterte den im britischen Marktkontext für das Windyhill-Projekt genutzten „Floor“-Ansatz: „Floor-Produkte sind mittlerweile weitgehend verstanden. Im Wesentlichen bedeutet dies, dass der Abnehmer eine Mindestsumme garantiert, unabhängig vom Strompreis und den erzielten Einnahmen. Überschüsse werden dann geteilt.“ Sie wies darauf hin, dass Gebührenvereinbarungen in Großbritannien zwar weniger verbreitet sind als Floor-Modelle, der deutsche Markt jedoch hauptsächlich auf Gebührenbasis arbeitet, wobei Finanzstrukturen wie Day-Ahead-Swaps darauf aufgesetzt werden.
Javed betonte, dass die Veränderung im Markt für Batteriespeicher-Abnahmen in der wachsenden Anzahl der Teilnehmer liege. Dies helfe, den Pool an kreditwürdigen Abnehmern zu erweitern und unterstütze die Erreichung der Ziele für sauberen Strom bis 2030. Der Optimierungsbereich sei bei algorithmischen Handelsfähigkeiten gut aufgestellt, aber der Markttrend gehe von hohen Preisen für Systemdienstleistungen hin zu vertraglichen Einnahmestrukturen wie Floor- oder Gebührenmodellen, um die Einnahmestabilität zu erhöhen.
In Deutschland stellen Flexible Connection Agreements (FCA) eine Herausforderung für den Netzanschluss von Batteriespeichern dar. Javed sagte: „In Deutschland sehen wir nicht die Realisierung von Flexibilität, sondern dass immer mehr Anlagenbetreiber FCAs erhalten, was die Flexibilität der Anlagen tatsächlich einschränkt.“ FCAs könnten Rampenraten oder Lade-/Entladezeitfenster begrenzen und so die Flexibilität der Batteriespeicher beeinträchtigen, während ein effizienter Markt es den Anlagen ermöglichen sollte, ihre Einnahmeströme flexibler zu handeln.
In den letzten sechs Monaten gab es in Europa eine Häufung von Final Investment Decisions (FID) für netzgebundene Batteriespeicherprojekte, darunter Kvosted, Greenvolt, Infranode und Copenhagen Energy in Dänemark. Der dänische Markt als Zonenmarkt, der mit Deutschland und Schweden verbunden ist, weist aufgrund der hohen Windkraftkapazitäten einen starken Bedarf an Flexibilität auf. Allerdings müssen unabhängige Anlagen hohe Tarife für das Laden zahlen, was die Entwicklung von Batteriespeichern fördert, die mit Solaranlagen zusammengelegt sind.
