Mit der Verordnung TED/966/2026 vom 15. September, die am 17. September 2026 im spanischen Elektrizitätsamt (BOE) veröffentlicht wurde und seit dem 18. September 2026 in Kraft ist, wird die Umgestaltung des spanischen Stromsystems einen neuen Schritt vorangetrieben.
Mit der Verordnung wird offiziell der Kapazitätsmarkt für das Stromnetz der spanischen Halbinsel geschaffen. Dieser Mechanismus soll sicherstellen, dass ausreichend feste Strommengen zur Verfügung stehen, um die Versorgungssicherheit auch bei zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien zu gewährleisten.
Für den Energiespeichersektor und insbesondere für BESS-Projekte (Batteriespeichersysteme) ist die neue Regelung von besonderer Bedeutung: Speicher werden ausdrücklich zu den Ressourcen gezählt, die am Markt teilnehmen können.
Die Konsequenz ist bedeutend. Ein Batteriespeicher wird nicht länger allein auf Preisarbitrage, Regelenergiemärkte oder andere Stromdienstleistungen angewiesen sein, um rentabel zu sein. Der Kapazitätsmarkt eröffnet potenziell eine neue Einnahmequelle: die Abrechnung der Bereitstellung von garantierter Leistung, wenn diese im Stromnetz benötigt wird.
Was ist der neue Kapazitätsmarkt?
Das Konzept ist relativ einfach.
Im konventionellen Strommarkt basiert die Vergütung primär auf der erzeugten oder gehandelten Energie. Der Kapazitätsmarkt führt eine weitere Variable ein: den Wert der Verfügbarkeit von Strom in kritischen Systemzeiten.
Die Verordnung definiert den Kapazitätsdienst als einen Dienst zur Sicherstellung der Stromverfügbarkeit, der es ermöglicht, auf mögliche Versorgungsprobleme zu reagieren, die in den Abdeckungsanalysen des Stromnetzes der Halbinsel festgestellt wurden.
Der Mechanismus wird sich auf die gesamte Halbinsel erstrecken, zentralisiert sein und auf den vom Systembetreiber ermittelten konkreten Leistungsbedarf stützen.
Die erforderlichen Kapazitäten werden im Rahmen wettbewerblicher Verfahren vergeben.
Für einen erfolgreichen Bieter besteht der wirtschaftliche Wert daher nicht nur in der produzierten oder gespeicherten MWh. Auch seine Fähigkeit, dem System eine feste MW-Leistung beizusteuern, ist von Wert.
Warum braucht Spanien diesen Mechanismus?
Der Grund liegt in direktem Zusammenhang mit der Energiewende.
Spanien setzt verstärkt auf Solar-Photovoltaik und Windenergie. Beide Technologien ermöglichen die Stromerzeugung mit geringen Emissionen, haben aber eine grundlegende Gemeinsamkeit: Ihre Produktion hängt von der Verfügbarkeit der erneuerbaren Energiequelle ab.
Es kann eine enorme installierte Photovoltaikkapazität geben, und dennoch kann der solare Beitrag während bestimmter Nachtstunden praktisch nicht vorhanden sein.
Etwas Ähnliches geschieht bei der Windkraft, wenn die Wetterbedingungen gleichzeitig die Produktion verringern.
Ein elektrisches System mit hohem Anteil erneuerbarer Energien muss daher drei Elemente vereinen: erneuerbare Energien, Flexibilität und eine gesicherte Stromversorgung.
Gerade bei den letzten beiden Technologien erlangen beispielsweise Batterien eine strategische Bedeutung.
Der Kapazitätsmarkt soll sicherstellen, dass das System über ausreichende Ressourcen verfügt, um in Situationen reagieren zu können, in denen die verfügbare Erzeugung nicht ausreicht, um die Nachfrage zu decken.
Wer kann teilnehmen?
Einer der interessantesten Aspekte der Verordnung TED/966/2026 ist, dass sich der Markt nicht auf konventionelle Kraftwerke beschränkt.
Die Verordnung erlaubt die Teilnahme von Stromerzeugern, Eigentümern von Speichereinrichtungen, Endverbrauchern, Nachfrageaggregatoren und Einrichtungen, die Produktion und Speicherung bündeln, sofern die festgelegten Anforderungen erfüllt sind.
Dies führt zu einem relevanten Prinzip der technologischen Neutralität.
Ein Kraftwerk, eine Batterie oder eine Gruppe von Verbrauchern, die ihren Bedarf anpassen können, können auf unterschiedliche Weise zur Systemkapazität beitragen.
Wichtig wird es sein, zu ermitteln, wie viel feste Leistung jede Ressource tatsächlich erbringen kann.
BESS-Batterien stehen vor einer neuen Einnahmequelle
Für den Speichersektor dürfte dies einer der wichtigsten Punkte sein.
Bislang konnte das ökonomische Modell einer an das Stromnetz angeschlossenen Batterie auf verschiedene Einnahmequellen zurückgreifen.
Dazu gehören Energiearbitrage – der Kauf oder die Speicherung von Strom bei niedrigen Preisen und dessen Verkauf bei hohen Preisen – sowie die Teilnahme an verschiedenen Märkten und Ausgleichsdienstleistungen.
Der Kapazitätsmarkt fügt der sogenannten Umsatzsteigerung von BESS-Projekten möglicherweise eine neue Ebene hinzu.
Ein Projekt kann Einkünfte aus verschiedenen Aktivitäten kombinieren, vorausgesetzt, die in den jeweiligen Märkten geltenden Vorschriften und Verpflichtungen sind miteinander vereinbar.
Dies könnte die Art und Weise verändern, wie die Rentabilität künftiger Anlagen analysiert wird.
Anstatt sich nur mit den stündlichen Preisdifferenzen auf dem Strommarkt zu befassen, müssen Entwickler eine neue Frage in ihre Finanzmodelle einbeziehen:
Welchen Wert an fester Leistung kann diese Batterie dem System liefern?
Die installierte Kapazität entspricht nicht der festen Kapazität
Diese Unterscheidung wird von besonderer Bedeutung sein.
Eine 100-MW-Batterie verfügt nicht automatisch über eine anerkannte feste Leistung von 100 MW im Sinne des Kapazitätsmarktes.
Die Verordnung sieht die Ermittlung von Festigkeitskoeffizienten mittels Referenztechnologie vor.
Mithilfe dieser Koeffizienten können wir bestimmen, welchen Beitrag jede Technologie effektiv zur Deckung des Bedarfs leisten kann, wobei ihre Verfügbarkeits- und Zuverlässigkeitseigenschaften berücksichtigt werden.
Bei der Speicherung wird das Verhältnis zwischen Leistung und Energie von besonderer Bedeutung sein.
Eine Batterie ist nicht dasselbe wie:
100 MW / 100 MWh
dass eine Batterie von:
100 MW / 200 MWh
oder eine Einrichtung von:
100 MW / 400 MWh.
Obwohl alle drei die gleiche Nennleistung haben, ist ihre Fähigkeit, eine bestimmte Leistung über mehrere Stunden aufrechtzuerhalten, völlig unterschiedlich.
Daher wird die methodische Entwicklung von Festigkeitskoeffizienten einer der regulatorischen Aspekte sein, die der BESS-Sektor am genauesten überwachen muss.
Drei Auktionsarten
Der Markt ist durch unterschiedliche Einstellungshorizonte strukturiert.
Die Hauptauktionen zielen darauf ab, den strukturellen Energiebedarf von Unternehmen zu decken. Zwischen der Auftragsvergabe und dem Beginn der Leistungserbringung wird eine Frist liegen, um auch noch zu entwickelnden Projekten die Möglichkeit zu geben, sich zu bewerben.
Dies ist insbesondere für Neuinvestitionen relevant.
Ein Projektentwickler könnte bereits vor Baubeginn einen Zuschlag erhalten und diese Vorhersehbarkeit zukünftiger Einnahmen in die wirtschaftliche und finanzielle Struktur der Investition einbeziehen, wobei stets die spezifischen Bedingungen der jeweiligen Ausschreibung zu beachten sind.
Die Anpassungsauktionen werden es ermöglichen, den in naher Zukunft festgestellten Kapazitätsbedarf zu decken.
Schließlich wird es Übergangsauktionen geben, bis die erste Serviceperiode im Zusammenhang mit den Hauptauktionen beginnt.
Das Ergebnis ist ein System, das versucht, langfristige wirtschaftliche Signale mit Instrumenten zu kombinieren, die in der Lage sind, kurzfristigere Kapazitätsbedürfnisse zu beheben.
Wie wird die Kapazität verteilt?
Die Verordnung sieht ein wettbewerbliches Verfahren auf der Grundlage wirtschaftlicher Angebote vor.
Die Angebote sind in versiegelten Umschlägen einzureichen, und die Auftragsvergabe erfolgt nach dem Prinzip „Zahlung nach Gebot“.
Dies bedeutet, dass die erfolgreichen Bieter den Preis erhalten, der ihrem jeweiligen Gebot entspricht.
Die ökonomische Variable wird in Euro pro MW des Unternehmens und Jahr ausgedrückt.
Für die Teilnehmer wird die Gebotsstrategie daher von erheblicher Bedeutung sein.
Die Kenntnis der Installationskosten allein reicht nicht aus. Es ist notwendig, den Wert der angebotenen Kapazität, zukünftige Verpflichtungen, das Risiko der Nichtverfügbarkeit und potenzielle Einnahmen aus anderen Märkten genau abzuschätzen.
Die Stunden unter Stress werden entscheidend sein
Das Konzept der Systembelastungsstunden wird ein weiteres Schlüsselelement sein.
Die Kapazitätsanbieter müssen während dieser Stunden ein bestimmtes Verfügbarkeitsniveau garantieren.
Für eine Batterie wirft dies eine grundlegende Betriebsfrage auf: den Ladezustand.
Eine Anlage kann technisch verfügbar sein, verfügt aber möglicherweise zu diesem Zeitpunkt nicht über genügend gespeicherte Energie, um die erforderliche Liefermenge aufrechtzuerhalten.
Daher müssen BESS-Betreiber Kapazitätsmarktverpflichtungen in ihre Betriebsalgorithmen integrieren.
Die wirtschaftliche Optimierung einer Batterie wird nicht mehr ausschließlich von Variablen wie stündlichem Strompreis, Ausgleichsmärkten und Degradation abhängen.
Außerdem müssen folgende Faktoren berücksichtigt werden: Wahrscheinlichkeit kritischer Betriebsstunden + Kapazitätsverpflichtungen + Mindestlaststatus + Strafen bei Nichteinhaltung.
Diese Kombination kann die Leistungsfähigkeit der zur Steuerung der Anlagen eingesetzten Energiemanagementsysteme (EMS) erhöhen.
Größere Bedeutung für EMS, PCS und Leistungselektronik
Der Kapazitätsmarkt hat nicht nur Auswirkungen auf Projektentwickler und Investoren.
Es kann auch Chancen für Hersteller und Technologieintegratoren eröffnen.
Die Teilnahme einer Batterie an mehreren Märkten erfordert eine präzise Koordination zwischen verschiedenen Systemebenen:
BMS + PCS + EMS + Kommunikation + Systembetreiber.
Das BMS muss den sicheren Betrieb der Zellen und Module gewährleisten.
Das PCS- oder Stromumwandlungssystem muss die erforderlichen Leistungsanforderungen erfüllen.
Das Energiemanagementsystem (EMS) muss unter Berücksichtigung der verschiedenen Strommärkte gleichzeitig entscheiden, wann Kapazität geladen, entladen oder reserviert werden soll.
Mit der Zunahme der Einnahmequellen eines Batteriespeichersystems steigt auch die Bedeutung von Optimierungssoftware.
Der Wert einer Anlage wird immer weniger ausschließlich von der Hardware abhängen und immer mehr davon, **wie diese Hardware im Strommarkt verwaltet wird**.
Der Sekundärmarkt bietet zusätzliche Flexibilität
Eine weitere interessante Entwicklung ist die Entstehung eines Sekundärkapazitätsmarktes.
Die aus der Dienstleistung entstehenden Rechte und Pflichten können unter den festgelegten Bedingungen abgetreten oder übertragen werden.
Dies kann besonders dann von Nutzen sein, wenn ein erfolgreicher Bieter davon ausgeht, dass er seinen Verpflichtungen nicht nachkommen kann.
Anstatt sich lediglich mit den Folgen eines Zahlungsausfalls auseinanderzusetzen, bietet der Sekundärmarkt ein Instrument, um bestimmte Verpflichtungen auf eine andere geeignete Ressource zu übertragen.
Zusätzlich zur Erhöhung der Flexibilität für die Teilnehmer kann dies die Entstehung neuer Aktivitäten bei der Aggregation und Optimierung von Energieanlagenportfolios fördern.
Was passiert, wenn keine Batterie verfügbar ist?
Die Abrechnung von Kapazität impliziert die Übernahme von Verpflichtungen.
Die Lieferanten müssen nachweisen, dass die zugesagte Leistung tatsächlich verfügbar ist.
Die Verordnung umfasst Verifizierungsmechanismen, Funktionstests und Zahlungsverpflichtungen im Falle der Nichteinhaltung.
Für ein BESS-Projekt bedeutet dies, dass die Strategie der Ertragsmaximierung mit dem Risiko, die Kapazitätsverpflichtung nicht erfüllen zu können, in Einklang gebracht werden muss.
Ein Betreiber könnte in anderen Märkten attraktive wirtschaftliche Möglichkeiten finden und sich dennoch entscheiden, einen Teil der Batterie zu reservieren, um die Einhaltung seiner Verpflichtungen sicherzustellen.
Mit anderen Worten, es entstehen neue Opportunitätskosten:
Ist es kostengünstiger, die Batterie jetzt zu nutzen oder Kapazität zu sparen, um die eingegangene Verpflichtung zu erfüllen?
Optimierungsalgorithmen müssen diese Frage immer wieder beantworten.
Ein zusätzliches Signal zur Finanzierung von Speicherprojekten
Eine mögliche Auswirkung des Kapazitätsmarktes wird die Finanzierung neuer Projekte betreffen.
Die ausschließlich durch Arbitrage erzielten Batterieeinnahmen lassen sich langfristig nur schwer prognostizieren, da sie von der zukünftigen Entwicklung der Strompreise abhängen.
Die mit einer Kapazitätszuweisung für einen bestimmten Zeitraum verbundenen Einnahmen können eine zusätzliche Quelle für wirtschaftliche Planbarkeit darstellen.
Dies bedeutet jedoch nicht, dass der Kapazitätsmarkt allein die Rentabilität von BESS-Projekten garantieren wird.
Das Ergebnis hängt von der Menge der vertraglich vereinbarten Kapazität, den in den Auktionen erzielten Preisen, den anwendbaren Festigkeitskoeffizienten, der Laufzeit der Verträge und den den erfolgreichen Bietern auferlegten Verpflichtungen ab.
Dadurch kommt jedoch eine Variable hinzu, die Entwickler, Banken, Investmentfonds und Hersteller in ihre Modelle einbeziehen müssen.
Es wird auch Möglichkeiten für flexible Nachfrage geben
Batterien sind nicht die einzigen potenziellen Nutznießer.
Verbraucher, die ihren Konsum vorübergehend anpassen können, werden auch in der Lage sein, um Kapazitäten im System beizusteuern.
Für bestimmte Branchen, Rechenzentren, Klimaanlagen, Prozesse mit Wärmespeicherung oder Verbraucher mit dezentraler Stromerzeugung und -speicherung kann Flexibilität zunehmend zu einem wirtschaftlichen Vorteil werden.
Durch die Aggregation können zudem zahlreiche kleine Ressourcen zusammengeführt und gemeinsam auf dem Markt präsentiert werden.
Dies könnte zur Entwicklung neuer virtueller Kraftwerksplattformen (VPP) führen, die in der Lage sind, Batterien, dezentrale Energieerzeugung und flexible Nachfrage zu koordinieren.
Wer wird den Markt finanzieren?
Die Schaffung zusätzlicher Kapazitäten ist mit Kosten verbunden.
Die Verordnung legt fest, dass die Finanzierung des Dienstes den Stromvermarktern, einschließlich der Standardvermarkter, und den direkten Verbrauchern auf dem Markt zukommt.
Der Mechanismus wird durch differenzierte Stückpreise je nach Tarifsegment und Zeitraum umgesetzt.
Daher sollte der Kapazitätsmarkt nicht ausschließlich unter dem Gesichtspunkt der neuen Einnahmen analysiert werden, die er bestimmten Technologien generieren kann.
Es wird außerdem notwendig sein, die Gesamtkosten sowie die Auswirkungen auf das System und die Verbraucher zu berücksichtigen.
Was bleibt noch zu entdecken?
Die Veröffentlichung der Verordnung TED/966/2026 ist ein entscheidender Schritt, bedeutet aber nicht, dass alle Details des Marktes bereits endgültig geklärt sind.
Das vom Mechanismus entwickelte Betriebsverfahren muss wesentliche Aspekte wie die technischen und dokumentarischen Voraussetzungen für die Teilnahme, das Qualifizierungsverfahren, die Tests, die Verifizierungsmechanismen, die Abrechnungen, die Finanzierung und insbesondere die Methodik zur Berechnung der Festigkeitskoeffizienten jeder Technologie festlegen.
Für den BESS-Sektor können diese Details genauso wichtig sein wie die Schaffung des Marktes selbst.
Die für den Wettbewerb erforderliche Mindestenergiedauer, die anerkannte Unternehmensleistung und die Verfügbarkeitsbedingungen können die optimale Gestaltung zukünftiger Projekte direkt beeinflussen.
Vom Verkauf von MWh bis hin zum Verkauf der Verfügbarkeit
Der Auftrag TED/966/2026 spiegelt eine tiefgreifendere Transformation des Stromsystems wider.
Jahrzehntelang konzentrierte sich das Elektrizitätsgeschäft in erster Linie auf die Produktion und den Verkauf von Energie.
In einem System mit stetig steigendem Anteil erneuerbarer Energien verlagert sich der Wert zunehmend auf andere Faktoren: Flexibilität, Speicherkapazität, Verfügbarkeit und gesicherte Stromversorgung.
Und diese Änderung könnte insbesondere für die Energiespeicherung relevant sein.
BESS-Batterien können in verschiedenen Märkten eingesetzt werden und mit ein und demselben physischen Speichermedium mehrere Dienstleistungen erbringen. Der neue Kapazitätsmarkt erweitert dieses Modell um eine weitere Möglichkeit.
Die große Frage für die kommenden Monate wird sein, die konkreten Bedingungen der ersten Auktionen und vor allem die Festigkeitskoeffizienten zu kennen, die den Lagerflächen zugewiesen werden.
Diese Parameter werden maßgeblich darüber entscheiden, welchen zusätzlichen Wert eine Batterie auf dem neuen spanischen Strommarkt erzielen kann.
