AleaSoft Energy Forecasting, 26. August 2026. Mit der ersten Auktion des Kapazitätsmechanismus in Sicht hat eine Diskussion direkte Auswirkungen auf die Erlöse von Speichern: der De-Rating-Koeffizient der Batterien. Die Laufzeitverlängerung von Almaraz bis 2030 erfordert zudem eine Überprüfung der Analysen, auf denen der Mechanismus beruht. Die Daten zur Residuallast des spanischen Festlandnetzes von 2021 bis 2025 zeigen, dass die Stressepisoden immer kürzer werden.
Eine Spanne, die die gesicherte Leistung eines einzelnen Projekts mehr als verdoppeln kann
Der Kapazitätsmechanismus in Spanien wird die gesicherte Leistung vergüten, die jede Technologie in den Stunden mit der höchsten Systembelastung bereitstellen kann. Bei Batterien wird dieser Beitrag über einen als De-Rating bezeichneten Koeffizienten angepasst, einen Reduktionsfaktor, der installierte MW in gesicherte MW umrechnet. Nach den aktuellen Schätzungen läge der Koeffizient für Batterien zwischen 0,27 und 0,70. Diese Spanne bedeutet, dass die für ein bestimmtes Projekt anerkannte gesicherte Leistung und damit die Erlöse aus dem Mechanismus innerhalb der Erlösstruktur der Anlage (Revenue Stack) sich je nach dem letztlich festgelegten Wert mehr als verdoppeln können.
Die europäische Referenz bestätigt die Größenordnung dessen, was auf dem Spiel steht. In den europäischen Kapazitätsmärkten liegen die auf eine Zwei-Stunden-Batterie angewandten Koeffizienten zwischen 0,14 und 0,44, während sie bei einer Vier-Stunden-Batterie zwischen 0,28 und 0,67 liegen. Die Diskussion in Spanien findet bislang überwiegend auf der Ebene der Grundsätze statt. AleaSoft Energy Forecasting liefert die Daten.
Die Laufzeitverlängerung von Almaraz verschiebt den Ausgangspunkt des Mechanismus
Am 14. August 2026 veröffentlichte der spanische Staatsanzeiger (BOE) die Verordnung, mit der die Betriebsgenehmigung der beiden Blöcke des Kernkraftwerks Almaraz bis zum 8. Juni 2030 verlängert wird. Die Angemessenheitsanalysen, die den Kapazitätsmechanismus gegenüber der Europäischen Kommission rechtfertigen, wurden unter der Annahme des damals geltenden Zeitplans für den Kernenergieausstieg erstellt, mit Almaraz außerhalb des Systems in den Jahren 2027 und 2028.
Der Verbleib von rund 2 GW gesicherter Kernkraftleistung im System bis 2030 verändert dieses Ausgangsszenario. Infolgedessen könnte die erste Auktion weniger nah bevorstehen als bisher erwartet, und einige Designparameter, darunter die De-Rating-Koeffizienten und das zu kontrahierende Kapazitätsvolumen, könnten überarbeitet werden. Diese Überarbeitung macht es umso notwendiger, dass die Diskussion über das De-Rating von Batterien auf Daten zum tatsächlichen Verhalten des Systems beruht, denn die jetzt festgelegten Parameter werden die Investitionsentscheidungen in Energiespeicher in den kommenden Jahren prägen.
Die Stressepisoden des Systems werden kürzer
Auf Basis der stündlichen Residuallast des spanischen Festlandstromsystems, also der Nachfrage abzüglich der Wind– und Solarerzeugung, hat AleaSoft Energy Forecasting den Zeitraum von 2021 bis 2025 analysiert und dabei jeweils die 10% am stärksten belasteten Stunden eines Jahres ausgewählt, die Schwelle, die der Mechanismus für Stressstunden festlegt, 876 Stunden pro Jahr. Auf dieser Grundlage misst die Analyse, wie lange die Episoden dauern, das heißt, wie viele aufeinanderfolgende Stunden das System unter Stress bleibt.
Das Ergebnis: Die Dauer der Stressepisoden verkürzt sich. Im Jahr 2021 dauerte eine Episode im Durchschnitt 3,8 Stunden, 2025 weniger als 3,1 Stunden. Der Anteil der Episoden, die sich innerhalb von zwei Stunden oder weniger auflösen, ist von 38% auf 49% gestiegen. Da die Zahl der Stressstunden konstruktionsbedingt festgelegt ist, gibt es nun mehr und kürzere Episoden, von 229 auf 286 pro Jahr.
Die Abdeckung, die eine Batterie je nach Dauer bieten kann
Für den De-Rating-Koeffizienten ist entscheidend, welchen Prozentsatz der Stressstunden eine Batterie je nach ihrer Dauer abdecken kann. Eine Zwei-Stunden-Batterie hätte 2021 48% der Stressstunden abdecken können und 2025 59%. Eine Vier-Stunden-Batterie stieg von 74% auf 86% und eine Sechs-Stunden-Batterie von 85% auf 95%.
Die Ursache ist die Photovoltaik. Indem sie den Stress vom Nachmittag auf die Rampe nach Sonnenuntergang verlagert, teilt sie ein langes Problem in mehrere kurze auf. Der Median des Beginns der Episoden liegt bei Stunde 19, und zwei von drei Episoden beginnen zwischen 18 und 22 Uhr. Eine jährliche Abdeckung von 86% bei einer Dauer von vier Stunden liegt deutlich über den konservativsten De-Rating-Koeffizienten, die derzeit diskutiert werden, und der Trend der letzten fünf Jahre begünstigt Kurzzeitspeicher. Das Muster der Stressepisoden unterscheidet sich zwischen Sommer und Winter, eine Nuance, die eine eigene Analyse verdient.
Ein Koeffizient, der sich mit jeder Auktion weiterentwickeln wird
Was den Wert einer bestimmten Speicherdauer bestimmt, ist die Länge der Stressepisode, die sie abdecken muss. In Spanien ist diese Episode die mehrstündige Rampe nach Sonnenuntergang und nicht eine einstündige Spitze. Unter diesen Bedingungen liefert eine Zwei-Stunden-Batterie eine deutlich geringere gesicherte Leistung als eine Vier-Stunden-Batterie, wie die genannten europäischen Spannen zeigen: 0,14 bis 0,44 gegenüber 0,28 bis 0,67.
Zu bedenken ist auch, dass der Ausbau der Speicher selbst das Problem verändert, das sie lösen sollen. Je mehr MW an Batterien installiert werden, desto flacher wird die Spitze der Residuallast und desto länger werden die Stressepisoden, sodass der De-Rating-Koeffizient für kurze Dauern im Laufe der Zeit tendenziell sinkt. Ein De-Rating-Koeffizient ist keine über 15 Jahre konstante Eingangsgröße. Er wird sich bei jeder der Kapazitätsauktionen weiterentwickeln, und Erlösmodelle und Investitionsentscheidungen müssen diese Entwicklung bereits in der Planungsphase des Projekts berücksichtigen.
Daten als Grundlage für regulatorische Entscheidungen
Die Evidenz aus der Residuallast des Festlandnetzes zeigt, dass die Stressepisoden immer kürzer werden und dass Vier-Stunden-Speicher bereits den Großteil der Stressstunden abdecken. Diesen Beitrag bei jeder Auktion zu quantifizieren und seine Entwicklung vorwegzunehmen, wird für die Investitionen in Speicher in Spanien entscheidend sein.
Analyse der Speichererlöse: die Rolle von AleaStorage
AleaStorage, die auf Energiespeicher spezialisierte Sparte von AleaSoft Energy Forecasting, konzentriert sich auf die strategische Analyse von Batterien und Hybridisierungsprojekten und bietet Erlösschätzungen für Standalone-Batterien auf den Energie- und Regelenergiemärkten, Hybridisierungsanalysen mit erneuerbaren Energien, sowohl Photovoltaik als auch Windenergie, Erlösbewertungen für Kapazitätsmärkte sowie die Modellierung langfristiger Preis- und Volatilitätsszenarien. Die in dieser Analyse verwendeten realen Datenreihen zu Nachfrage, erneuerbarer Erzeugung und Stundenpreisen für Spanien und das übrige Europa sind in der Alea Energy DataBase, der Online-Datenplattform von AleaSoft, verfügbar.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting