Auxilium Infrastructure Partners' perspektiv på, hvad Tysklands mætning og netgebyr-debat signalerer for BESS-investeringer i DK1 og DK2
Det seneste afsnit af Modo Energys Transmission-podcast tager Tyskland som sit emne: hvilke batteriindtægtskilder holder, og hvilke kollapser, som de allerede har gjort i Storbritannien, Texas og Australien. Den naturlige læsning, for en tysk udvikler, er en advarsel om timing. Den mere nyttige læsning, for en dansk operatør, er, at Tyskland er det marked, vi bør holde øje med for at forstå vores egne næste tre år. Det danske spørgsmål er sjældent, om et strukturelt skifte kommer. Det er, hvor langt vi ligger bag de større merchant-markeder, og hvad vi bruger forspringet til.
Det tyske signal, læst ligeud
Tre pointer fra afsnittet er vigtige for os. For det første er mætning ikke længere en prognose i Tyskland — Frequency Containment Reserve (FCR) er allerede mættet, og den automatiske frekvensgenopretning er tæt på. For det andet er de meget omtalte 2-timers indtægter på cirka €200.000/MW/år et resultat af timing snarere end en varig struktur: De afspejler et vindue, før flådevæksten æder marginen, ikke en stabil ligevægt. For det tredje er den langvarige usikkerhed om netgebyrer landet tæt på det bedst mulige scenarie for batterier. Regulator har bekræftet beskedne kapacitetsbaserede gebyrer i størrelsesordenen €4.000-7.000/MW/år, transmissionsoperatørernes tidligere forslag om mere end €50.000/MW/år er taget af bordet, og der er signaleret dynamiske, lokationsafhængige gebyrer som den fremtidige retning. For et anlæg uden begrænsninger udgør det bekræftede gebyr en lav encifret andel af årsindtægten. Den risiko, der skræmte investorer og satte tyske investeringsbeslutninger i stå, er stort set passeret — men den mætning, den tog opmærksomheden fra, er ikke.
Hvorfor er dette et dansk forvarsel og ikke en tysk historie?
Fristelsen er at behandle Tyskland som et separat marked med egne regler. Mekanismen er imidlertid den samme, som allerede er synlig i DK1 og DK2. FCR presses først, fordi markedet er lavvandet og fyldes hurtigt; aFRR følger efter, når den prækvalificerede kapacitet overhaler en nogenlunde flad efterspørgsel; arbitrage bliver derefter den bærende indtægtskilde, uanset om anlægget var designet til det eller ej. Danmark er mindre og i dag mindre mættet end Tyskland, og det er netop pointen. Det betyder, at vi kan se sekvensen udspille sig i et større og hurtigere marked og indregne den, før den rammer — i stedet for at opdage den i en portefølje, der allerede er bundet til den forkerte konfiguration. En operatør, der behandler Tysklands nutid som Danmarks nære fremtid, investerer med fremsyn. En, der behandler dagens danske FCR-dybde som et varigt indtægtsgrundlag, investerer med blikket i bakspejlet.
Hvilke ledende indikatorer ændrer projektdesignet?
Hvis indtægter fra systemydelser er et vindue snarere end et fundament, følger tre designvalg — og det er valg, vi allerede har truffet.
Det første er varighed. Modos egen modellering viser, at 4-timers systemer slår 2-timers systemer på IRR over levetiden trods markant højere capex, netop fordi værdien vandrer mod energiarbitrage, når reserverne mættes. Anlægget skal bygges til der, hvor indtægterne er på vej hen — ikke der, hvor de er.
Det andet er skiftet fra kapacitetsprodukter til energivolumen-produkter og likvide intraday-markeder. Tysklands intraday-marked er Europas mest likvide, og de prisspidser, batterier lever af, er et strukturelt træk ved et system med høj VE-andel og 15-minutters afregning. DK1 og DK2 bevæger sig ad samme vej — 15-minutters opløsning, underskudszone-prissætning i DK2 og et intraday- og balancemarked, hvor volatilitet, ikke reserveknaphed, bliver præmien. At designe til det betyder, at EMS- og handelskapabilitet er et grundkrav, ikke en differentiator.
Det tredje er selve tilslutningsaftalen. Fleksible tilslutningsvilkår — rampebegrænsninger, eksportlofter, eksponering mod produktionsbegrænsning (curtailment) — er stille og roligt ved at omforme afkastet i Tyskland, og den samme lokationslogik er på vej til Danmark gennem netgebyr-reform og seriel operatørmåling. Hvor et anlæg tilsluttes, og på hvilke vilkår, er ved at blive indtægtsvariable snarere end tekniske fodnoter. Den rigtige lokation bag den rigtige tilslutning kan bære en lokationsværdi, som et nominelt identisk anlæg et andet sted ikke kan.
AIP's position
Vi har bevidst bygget i modsætning til den enkeltprodukts-, FCR-forankrede model, som det tyske marked nu gennemlever i realtid. Vores pipeline er vægtet mod anlæg med længere varighed og adgang til flere markeder, integreret handel og aggregering på tværs af FCR, aFRR, mFRR og arbitrage samt hybride og behind-the-meter-konfigurationer, der indfanger lokations- og energivolumen-værdi frem for reserveknaphed alene. Det tyske afsnit er ikke en grund til, at danske operatører skal være forsigtige. Det er en grund til at være specifikke — om varighed, om markedsadgang og om hvor og hvordan et anlæg tilsluttes. Forspringet er en fordel. Spørgsmålet er kun, om det bliver brugt.
Hos Auxilium Infrastructure Partners arbejder vi løbende med disse dynamikker i både udvikling og drift i DK1 og DK2. Vi deler altid gerne vores perspektiv med investorer og partnere, der navigerer i denne omstilling.