Die Geschäftsmodelle für Batteriespeicher (BESS) in den USA durchlaufen einen schnellen Wandel. Experten der Branche diskutierten kürzlich auf dem Solar & Energy Storage Summit von Wood Mackenzie in Colorado über neue Einnahmestrategien und Marktbedingungen. Dabei zeigte sich: Die reine Spekulation mit Energiepreisen tritt in den Hintergrund, stattdessen rückt die Bereitstellung von Kapazität immer stärker in den Fokus.
Wichtige Erkenntnisse
- Kapazitätsmärkte sind die wichtigste Einnahmequelle für Batteriespeicher außerhalb von ERCOT.
- 60-80% der Einnahmen von Investitionsprojekten sind vertraglich abgesichert.
- Der Markt in Texas (ERCOT) zeigt eine Sättigung und sinkende Volatilität.
- Batteriespeicher sind technologisch und betrieblich komplexer geworden.
- Anreizprogramme auf Bundesstaatsebene sind entscheidend, bergen aber politische Risiken.
- Projektentwickler bevorzugen Überdimensionierung gegenüber späterer Erweiterung.
Kapazität statt reiner Energiehandel
Sam Malin, Vizepräsident für Origination bei Jupiter Power, einem Entwickler und Betreiber von Batteriespeichersystemen, betonte die Bedeutung von Kapazitätsmärkten. „Außerhalb des ERCOT-Marktes wollen die Leute die Kapazität, die Speicher mit sich bringen“, erklärte Malin. Auch wenn es in bestimmten Märkten noch Einnahmen aus Energiearbitrage und Zusatzleistungen gebe, sei die Besessenheit mit Kapazität allgegenwärtig.
Wichtige Zahl
Emmanuel Pujol, regionaler CEO bei Neoen, einem unabhängigen Stromerzeuger (IPP), gab an, dass bei investitionstauglichen Projekten 60-80% der Einnahmen vertraglich gesichert sind. Der Rest bleibt für die Händleroptimierung durch Zusatzleistungen oder Handel.
Diese Einschätzung wurde von Britta von Oesen, Geschäftsführerin und Co-Leiterin der Energie-Transformationsgruppe bei der Investmentbank CG/CRC-IB, aus Finanzierungssicht bestätigt. „Heute muss ein Teil einer Batterie vertraglich gebunden sein, um eine signifikante Menge an Bankkrediten für diese Anlagen zu erhalten.“
ERCOT-Markt in Texas: Ein Fallbeispiel für schnellen Wandel
Der texanische Markt, betrieben vom Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), dient als Paradebeispiel für die rasche Marktentwicklung. Nach der Installation von 14 GW Batteriespeichern innerhalb von fünf Jahren erlebte ERCOT in den Jahren 2024-2025 eine deutliche Kompression der Volatilität und der Händlereinnahmen.
Die Experten diskutierten, ob dies eine strukturelle Veränderung oder nur vorübergehende Marktbedingungen darstellt. Pujol neigte aufgrund des Umfangs der installierten Kapazität zu einer strukturellen Veränderung. Andere, darunter Benjamin Lavoie, Senior Director für Energiespeicher und EV-Lösungen bei Ameresco, gingen davon aus, dass die Märkte zyklisch bleiben werden.
Hintergrund: Lastwachstum durch Rechenzentren
Ein möglicher Faktor, der die Volatilität wiederherstellen könnte, ist das erwartete Lastwachstum durch Rechenzentren. Bisher haben sich angekündigte Projekte jedoch noch nicht in großem Maßstab materialisiert, was die Unsicherheit über zukünftige Marktentwicklungen erhöht.
Zunehmende Komplexität von Batteriespeichern
Mehrere Diskussionsteilnehmer hoben hervor, dass Batteriespeicher erheblich komplexer geworden sind. „Vor fünf Jahren war es im Grunde so: Man kaufte billig und verkaufte teuer, und es war fast so einfach wie der Betrieb einer Solaranlage“, bemerkte Pujol.
„Aber in den letzten fünf Jahren, mit der Reduzierung der Spanne und der Zusatzleistungen, ist es zu einem viel komplexeren Gut geworden.“
Emmanuel Pujol, regionaler CEO, Neoen
Diese Komplexität erstreckt sich auch auf Vertragsstrukturen. Tolling-Vereinbarungen und virtuelle Batterieprodukte erfordern spezialisiertes Fachwissen. Neoen hat laut Pujol ein Energie-Management-Team aufgebaut, das sich auf quantitative Modellierung konzentriert, um sowohl die Gebotsabgabe als auch den Betrieb zu optimieren.
Malin betonte, dass die operative Ausführung ebenso wichtig ist wie die Dispatch-Algorithmen. „Obwohl Batterien eine ziemlich unkomplizierte Technologie sind, ist ihre Inbetriebnahme und ihr Betrieb nicht einfach gut zu bewerkstelligen.“ Von Oesen stellte fest, dass sich diese Komplexität in den Bewertungen der Anlagen widerspiegelt. Die Preisspanne zwischen der Mitteilung zur Fortsetzung (NTP) und dem kommerziellen Betriebsdatum (COD) hat sich bei Speicherprojekten im Vergleich zu Solaranlagen aufgrund von Inbetriebnahmeproblemen und potenziellen Verzögerungen erheblich vergrößert.
Vielversprechende Märkte und Herausforderungen
Außerhalb von ERCOT und Kalifornien identifizierten die Experten mehrere vielversprechende Regionen:
- PJM: Steigende Kapazitätspreise führen zu erhöhtem Interesse.
- Maryland: Positive Ergebnisse bei einem Behind-the-Meter (BTM)-Projekt zur Frequenzregelung.
- New York: Das Index Storage Credit (ISC)-Programm soll langfristige Einnahmesicherheit bieten.
- Ontario: Verfolgt einen „Grid-First“-Ansatz und schreibt 2 GW Batteriekapazität aus, um die Netzstabilität für zukünftige erneuerbare Energien zu gewährleisten.
Malin fasste die breitere Chance zusammen: „Ich kann mir buchstäblich keinen Ort vorstellen, der keinen Speicher benötigt.“
Dennoch gibt es Herausforderungen. Pujol merkte an, dass in New York die Kosten für den Netzanschluss dazu geführt haben, dass über 30% der Ausschreibungsteilnehmer ihre Anträge zurückzogen. Dies unterstreicht die Notwendigkeit einer besseren Koordination zwischen Beschaffungsprogrammen und Netzplanung.
Abhängigkeit von staatlichen Anreizprogrammen und politische Risiken
Die Branche ist zunehmend von Anreizprogrammen auf Bundesstaatsebene abhängig, wie New Yorks ISC und Massachusetts' Clean Peak Energy Certificate-Programm. Malin identifizierte wechselnde politische Verwaltungen als zentrales Risiko:
„Die zugrunde liegende Gesetzgebung für einige dieser staatlichen Programme könnte geändert oder ihre Umsetzung könnte beeinträchtigt werden, wenn wir politische Umbrüche in einem bestimmten Bundesstaat erleben.“
Sam Malin, VP, Origination, Jupiter Power
Lavoie wies auf die Unsicherheit bei den Tarifen und die Komplexität der Navigation durch den Investment Tax Credit (ITC) für eigenständige Speicher in Verbindung mit den Foreign Entity of Concern (FEOC)-Anforderungen als weitere Herausforderungen hin.
Überdimensionierung gegenüber späterer Erweiterung
Die Experten favorisierten im Allgemeinen die Überdimensionierung von Projekten trotz höherer Vorabkosten. Pujol nannte die Volatilität bei zukünftiger Erweiterung und die Unsicherheit, ob zukünftige Batterietechnologien mit bestehenden Systemen kompatibel sein werden, als Gründe. Von Oesen bestätigte, dass Überdimensionierung erheblich einfacher zu finanzieren ist als Projekte, die auf Erweiterungsannahmen basieren.
Zukunftstrends: Diversifizierung und operative Exzellenz
Die Diskussionsteilnehmer hoben mehrere Zukunftstrends hervor:
- Portfoliodiversifizierung: Eine breitere Streuung der Anlagen und Einnahmequellen.
- Hybridprojekte: Die Kombination von Batteriespeichern mit anderen Energiequellen, wie Solaranlagen.
- Operative Fähigkeiten: Werden zur primären Quelle des Wettbewerbsvorteils.
- BTM-Möglichkeiten: Potenzielles Wachstum bei großen industriellen Verbrauchern.
Malin schlug vor, dass erfolgreiche Unternehmen sich dahingehend entwickeln könnten, operative Dienstleistungen für Abnehmer anzubieten. Sie würden ihr Fachwissen nutzen, um Vertragspartner bei der Optimierung der BESS-Leistung zu unterstützen. Der Konsens war, dass Batteriespeicher in allen Märkten unerlässlich bleiben. Der Erfolg hängt jedoch zunehmend von einem ausgefeilten Risikomanagement, operativer Exzellenz und diversifizierten Einnahmestrategien ab, anstatt vom reinen Energiehandel.
