Gas- und CO₂-Preise sind die beiden Hauptfaktoren, die die Strompreise in Großbritannien beeinflussen. Die Gaspreise haben sich seit den Höchstständen im Jahr 2022 mehr als halbiert, und auch die CO₂-Preise sind deutlich gesunken.

Aber wie stark hat dies zu niedrigeren Einnahmen aus Batteriespeichern beigetragen?

Gas- und CO₂-Preise spielen wegen der CCGTs eine große Rolle bei der Strompreisbildung

Erneuerbare Energien gewinnen in Großbritannien zunehmend an Bedeutung im Strommix. Dennoch stammt ein Drittel des Stroms weiterhin aus Gaskraftwerken, meist aus Kraftwerken mit kombinierten Gas- und Dampfturbinen (CCGTs).

Selbst an sehr windreichen Tagen wird noch Strom aus CCGTs benötigt – entweder über den Großhandelsmarkt oder den Ausgleichsmechanismus. Da das Grenzkraftwerk den Strompreis bestimmt, setzen CCGTs häufig den Preis – selbst wenn günstige erneuerbare Energien viel Strom erzeugen.

Daher sind die Strompreise in Großbritannien eng an die zugrunde liegenden Brennstoffkosten der CCGTs gekoppelt – also an Gas- und CO₂-Preise. Beide sind 2021 und 2022 stark gestiegen, aber in diesem Jahr wieder gefallen.

Gaspreise bestimmen maßgeblich die Strompreisentwicklung in Großbritannien

Der wichtigste Kostenfaktor für CCGTs ist der Gaspreis. Da CCGTs häufig die Strompreise bestimmen, besteht eine enge Verbindung zwischen Strom- und Gaspreisen in Großbritannien. Dieser Zusammenhang ließ die Strompreise 2022 in die Höhe schnellen und zwang die Regierung, Maßnahmen zur Unterstützung der Stromrechnung einzuleiten.

Auch CO₂-Preise spielen eine Rolle

Da CCGTs oft den Preis bestimmen, sind die Strompreise auch an die CO₂-Preise gekoppelt, die Gas- und andere kohlenstoffintensive Kraftwerke zahlen müssen.

Im Vereinigten Königreich gibt es zwei „CO₂-Preise“. Der erste wird als aktiv gehandeltes Gut im Emissionshandelssystem (ETS) festgelegt und liegt derzeit bei etwa £40/Tonne CO2. Zudem gibt es die Carbon Price Support (CPS), die bei £18/t CO2 liegt. Für kleinere Anlagen gibt es Ausnahmen, aber große Emittenten zahlen beide Abgaben.

Wie viel ein Erzeuger zahlt, hängt vom CO₂-Ausstoß seines Brennstoffs ab – bei Gas etwa 0,2t CO2/MWh. Aufgrund dieses Faktors ist der Zusammenhang zwischen CO₂-Preis und Strompreis schwächer als beim Gas. CO₂-Preise machen derzeit etwa 30 % der Brennstoffkosten eines CCGT aus.

Batterien sind auf Handelsspannen angewiesen – und diese hängen von Gas- und CO₂-Preisen ab

Der Zusammenhang zwischen Gas- und CO₂-Preisen und den durchschnittlichen Strompreisen ist eindeutig. Für Batteriespeicher ist jedoch der Grundlastpreis nicht entscheidend. Sie erzielen Einnahmen, indem sie auf tägliche Preisschwankungen handeln, am Ausgleichsmechanismus teilnehmen oder Verträge für Frequenzdienstleistungen abschließen.

Die Spannen im Day-Ahead-Markt hängen jedoch mit Gas- und CO₂-Preisen zusammen. Obwohl CCGTs meist die Preise bestimmen, variiert deren Effizienz. Unterschiedliche Effizienzen führen dazu, dass Betreiber zu leicht unterschiedlichen Preisen verkaufen müssen, was selbst dann zu Preisspannen führt, wenn CCGTs den Preis für den gesamten Tag setzen.

Im Wesentlichen bilden Gas- und CO₂-Preise eine Art „Untergrenze“ für die Spannen im Day-Ahead-Markt – proportional zu diesen beiden Rohstoffpreisen.

Extreme Systembedingungen, wie hohe Nachfrage oder ein Überangebot an erneuerbaren Energien, führen meist zu noch größeren Spannen.

Historisch gesehen hat sich eine Verdopplung der Gaspreise etwa in einer Verdopplung der Day-Ahead-Spannen niedergeschlagen. Der Zusammenhang mit CO₂-Preisen ist schwächer – eine Veränderung des CO₂-Preises bewirkt eine Änderung der Spanne um etwa ein Fünftel.

Wenn also die Handelsspannen für Batterien an Gas- und CO₂-Preise gekoppelt sind, hat dies zu Veränderungen bei den Einnahmen aus Batteriespeichern geführt?

Frequenzregelung hat die Verbindung zwischen Batterieerlösen und Rohstoffpreisen abgeschwächt

Historisch gab es keinen starken Zusammenhang zwischen Einnahmen aus Batteriespeichern und Rohstoffpreisen. Das ist zu erwarten, da die Erlöse bisher von der Frequenzregelung dominiert wurden. Die Preise für Dynamic Containment und andere Dienste wurden hauptsächlich durch Angebot und Nachfrage bestimmt, nicht durch die Großhandelspreise.

Diese Verbindung verändert sich mit der Abkehr von der Frequenzregelung

Die Erlöse der Batteriespeicherflotte verlagern sich jedoch zunehmend weg von der Frequenzregelung. Immer mehr Einnahmen stammen nun aus dem sogenannten „Energy Arbitrage“ – also dem Handel am Großhandelsmarkt oder der Teilnahme am Ausgleichsmechanismus.

Handelserlöse sind sehr eng mit den Spannen im Day-Ahead-Markt verbunden. Ähnlich gibt es eine Verbindung im Ausgleichsmechanismus (BM). CCGTs stellen den Großteil des Ausgleichsvolumens bereit – zu Preisen, die an Gas- und CO₂-Preise gekoppelt sind. Da Batterien um Einsätze konkurrieren, entsteht auch hier eine Verbindung.

Das bedeutet, dass die Einnahmen aus Batteriespeichern nun enger als je zuvor mit diesen gehandelten Rohstoffen verbunden sind.

Rückgänge bei Gas- und CO₂-Preisen haben 2023 zu niedrigeren Einnahmen geführt

Die Sättigung der Märkte für Frequenzregelung hat zu einem Preisverfall gegenüber den Höchstständen von 2022 geführt. Viele Betreiber hatten daher auf mehr Volatilität am Großhandelsmarkt gehofft, um dies auszugleichen. Doch das ist nicht eingetreten – die Day-Ahead-Spannen sind 2023 im Vergleich zu 2022 um 58 % gefallen und liegen im Schnitt bei £66/MWh.

Sinkende Gas- und CO₂-Preise haben maßgeblich zu diesem Rückgang beigetragen. Beide Faktoren haben die Spannen 2023 um mindestens 25 % reduziert.

Die restlichen 33 % lassen sich auf eine generell geringere Volatilität im Stromsystem zurückführen. In diesem Jahr war der Aufschlag auf die Day-Ahead-Spannen aufgrund von Volatilität so niedrig wie seit 2018 nicht mehr.

Dies zeigt, wie wenig volatil der Großhandelsmarkt 2023 war. Day-Ahead-Preise – und damit die Preisspannen – bewegten sich fast durchgehend nur im Minimalbereich, der aufgrund von Gas- und CO₂-Preisen zu erwarten war. Nur an wenigen Tagen, meist bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien, gab es Ausreißer.

2023 bleibt noch Zeit für Veränderungen

Mit dem Herbst scheinen die Gaspreise eine Untergrenze erreicht zu haben, basierend auf den globalen Preisen für verflüssigtes Erdgas (LNG). Auch der Rückgang der britischen CO₂-Preise hat sich verlangsamt. Es ist daher unwahrscheinlich, dass die Handelsspannen in diesem Jahr weiter durch diese beiden Rohstoffe sinken werden.

Mit Beginn der Heizsaison in Europa werden LNG-Importe benötigt, um die Speicherstände zu halten. Die Gaspreise dürften im Winter steigen – aktuelle Terminpreise deuten auf einen Anstieg um rund 30 % hin. Sollte es kälter werden als erwartet, könnten Nachfrage und damit auch die Preise deutlich steigen – und damit auch die Handelsspannen für Batteriespeicher.

Es sind jedoch nicht nur die Bedingungen in Europa entscheidend – auch Käufer in Asien und anderswo konkurrieren um LNG. Aufgrund des Zusammenhangs zwischen Gaspreisen und Handelsspannen sind die Einnahmen aus Batteriespeichern nun stärker als je zuvor den globalen Gasmärkten ausgesetzt.

Obwohl die Volatilität der Day-Ahead-Preise 2023 besonders niedrig war, zeigen die letzten beiden Jahre, wie schnell sich das ändern kann – vor allem im Winter. Preisspitzen wie im Dezember 2022 können die Lage für Batteriespeicher schnell wenden.