Am 21. August erzielten Batteriespeichersysteme in Großbritannien die zweithöchsten Tageserlöse des Jahres 2024: 250 £/MW. Das ist nur geringfügig weniger als die 258 £/MW, die Batterien am 16. April erwirtschafteten. Dieser Anstieg der Einnahmen ging mit weiteren Phasen negativer Strompreise einher – im August gab es bislang 49 Stunden mit negativen Preisen.
Doch was hat diesen Anstieg der negativen Preise verursacht, warum sind die Batterieerlöse gestiegen und wie wurden die Batterien in dieser Zeit betrieben?
Negative Preise für 34 Stunden an sieben Tagen Ende August
Die Großhandelspreise für Strom am Vortag waren im August für 49 Stunden negativ. Nur im April gab es mit 53 Stunden mehr Zeiträume mit negativen Preisen, wobei im August noch drei Tage verbleiben. 34 dieser Stunden entfielen auf den siebentägigen Zeitraum zwischen dem 20. und 26. August.
Das bedeutet, dass es in Großbritannien insgesamt 147 Stunden mit negativen Großhandelspreisen gab. Das sind 44 mehr als im gesamten Jahr 2023 und hält die Zahl der negativen Stunden auf Kurs, um die in unserer Prognose erwarteten 188 Stunden zu überschreiten.
Mehr Windstrom und niedrige Nachfrage führten zu negativen Preisen
In den sieben Tagen zwischen dem 20. und 26. August lag die durchschnittliche Windstromerzeugung bei 9,8 GW – der höchste Wert seit April. Damit wurde im Schnitt 41 % der nationalen Nachfrage gedeckt, die im Sommer auf durchschnittlich 24 GW pro Woche gesunken ist. Diese beiden Faktoren führten zusammen dazu, dass es in diesem Zeitraum zu 34 Stunden mit negativen Preisen kam – so viele wie noch nie in einer Woche im Jahr 2024.
Zum Vergleich: In zwei Wochen im April gab es insgesamt 53 Stunden mit negativen Preisen. Zwischen dem 3. und 16. April lag die durchschnittliche Windstromerzeugung bei 11,5 GW. Damit konnte Wind mehr als 40 % des nationalen Strombedarfs decken, der im Schnitt bei 27 GW lag.
BESS-Erlöse im Schnitt 77.000 £/MW/Jahr zwischen 20. und 26. August
Der Anstieg der negativen Preisphasen trug dazu bei, die Batterieerlöse Ende August zu erhöhen. Die niedrigen Großhandelspreise führten zu größeren Preisspannen, was sowohl die Großhandelserlöse als auch die Erlöse aus Frequenzregelung erhöhte.
In der Woche ab dem 20. August lagen die Erlöse aus der Frequenzregelung im Schnitt bei 65 £/MW/Tag (23.000 £/MW/Jahr) – das Dreifache des Wertes für den restlichen August. Das verhalf den Batterien zu durchschnittlichen Einnahmen von 77.000 £/MW/Jahr in dieser Woche. Die Tageserlöse erreichten am 21. August ihren zweithöchsten Stand des Jahres.
Balancing Mechanism steigerte die Batterieerlöse zusätzlich
Niedrige und negative Großhandelspreise während der Schwachlastzeiten ermöglichten es den Batterien am 21. August, günstig zu laden. Preisspitzen von 69 £/MWh am Morgen und 87 £/MWh am Abend sorgten dafür, dass Batterien durchschnittlich 94 £/MW aus dem Großhandel erzielten.
Trotz günstiger Preisstruktur am 21. August erzielten Batterien am 19. August sogar höhere Großhandelserlöse. Der höhere Gesamterlös am 21. war auf höhere Preise für Frequenzregelung und zusätzliche Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers (ESO) im Balancing Mechanism zurückzuführen.
Über den Balancing Mechanism stellten Batterien um 13 Uhr mehr als 600 MW Leistung zur Verfügung. Dies verschaffte den Batterien eine dritte Möglichkeit, tagsüber profitabel Strom zu verkaufen, und brachte zusätzlich 47 £/MW aus dem Balancing Mechanism zu den Großhandels- und Frequenzregelungserlösen.
Die nationale Nachfrage ist genauso wichtig wie die Windstromerzeugung
In letzter Zeit waren die Batterieerlöse eng mit der Windstromerzeugung verknüpft, doch auch die nationale Nachfrage spielt eine entscheidende Rolle für die Einnahmen der Batterien. Zwar bieten negative Preise oft hohe Erlöspotenziale, aber nicht immer. Am 25. August gab es mit 15 Stunden die meisten negativen Preise an einem Tag, ebenso wie am 6. April. Dennoch erzielten Batterien an diesen Tagen 205 £/MW bzw. 186 £/MW – 20–25 % weniger als am 21. August und 16. April.
Das liegt an der Struktur der Großhandelspreise an diesen Tagen, die von der nationalen Nachfrage geprägt war – also der Nachfrage abzüglich des eingebetteten Wind- und insbesondere Solarstroms.
Niedrige Nachfrage am Morgen des 6. April und 25. August führte dazu, dass es an diesen Tagen keine morgendlichen Preisspitzen gab. An den Tagen mit hohen Erlösen gab es hingegen zwei deutliche Preisspitzen, wodurch Batterien mehr Möglichkeiten zur Einnahmengenerierung hatten.
Mit dem Eintritt in die Übergangsmonate September und Oktober werden die Nachfragespitzen wieder steigen – eine gute Nachricht für Batterien. Es könnte bedeuten, dass wir häufiger in die „Goldlöckchen-Zone“ kommen: Wind- und Solarstrom decken während der Schwachlastzeiten einen Großteil der Nachfrage und lassen die Preise sinken, aber zu Spitzenzeiten wird weiterhin teurere Erzeugung – wie Gaskraftwerke (CCGTs) – benötigt.
