Zusammenfassung

• Batteriespeichererlöse in Großbritannien erreichten £88k/MW/Jahr im Januar 2025, was einen Anstieg von 5% gegenüber Dezember 2024 und den ersten aufeinanderfolgenden monatlichen Anstieg seit Anfang 2024 darstellt.
• Die Einnahmen aus dem Großhandelshandel stiegen um £11,6k/MW/Jahr, angetrieben durch 42% höhere Großhandelspreisspannen, die ein Zwei-Jahres-Hoch erreichten.
• Die Intraday-Strompreise erreichten am 8. Januar £1.780/MWh, was zu den höchsten Tageserlösen für Batteriespeicher seit 2022 führte – mit Einnahmen von £394k/MW/Jahr.

Abonnenten von Modo Energys Research erfahren außerdem:

• Wie die Erlöse aus Reserveleistungen nach dem Start der Quick Reserve im Dezember ein neues Hoch erreichten.
• Welche Auswirkungen eine Capacity Market Notice des National Energy System Operator (NESO) am 8. Januar auf die Batterie-Teilnahme hatte.
• Warum die Erlöse aus dem Balancing Mechanism um £11k/MW/Jahr zurückgingen, obwohl die Gesamterlöse der Batteriespeicher stiegen.

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Batterieerlöse steigen zwei Monate in Folge

Im ersten Quartal 2024 stiegen die Batteriespeichererlöse von ihrem Tiefpunkt im Januar bis März Monat für Monat an. Im weiteren Jahresverlauf schwankten die Erlöse im Einklang mit der Windstromerzeugung – sie stiegen und fielen jeden Monat. Im Dezember 2024 stiegen die Batterieerlöse um 65% auf £84k/MW/Jahr.

Die Erlöse aus dem Balancing Mechanism sanken um £11k/MW/Jahr, da Batteriespeicher ein um 40% geringeres Offer-Volumen verzeichneten. Auch die Erlöse aus Frequency Response-Services gingen aufgrund niedrigerer Preise bei den Low-Services zurück.

Diese Rückgänge wurden jedoch durch höhere Erlöse aus Reserveleistungen und Großhandelshandel ausgeglichen.

Im Dezember führte die Einführung der Quick Reserve zu einem Anstieg der Reserveerlöse um £10k/MW/Jahr, was sie auf das höchste Niveau seit Einführung der Balancing Reserve im März 2024 brachte. Im Januar stiegen die Reserveerlöse um weitere £3,6k/MW/Jahr auf ein neues Hoch.

Ähnlich wie im Dezember wurden die gestiegenen Erlöse im Januar durch hohe Großhandelspreise und damit größere Strompreisspannen getrieben. Die Großhandelserlöse stiegen um £11,6k/MW/Jahr auf ein Zwei-Jahres-Hoch.

Verschiedene Faktoren wie Windstromerzeugung, Gas- und CO₂-Preise sowie In-Merit-Dispatch-Raten beeinflussen die Batteriespeichererlöse. Im Januar stiegen die meisten dieser makroökonomischen Faktoren, darunter eine 42-prozentige Zunahme der Großhandelspreisspannen.

Day-Ahead-Großhandelspreisspannen steigen um 42%

Die Day-Ahead-Großhandelspreisspannen stiegen im Januar 2025 im Durchschnitt auf £136/MWh – der höchste Wert seit Dezember 2022, als sie £225/MWh erreichten. An mehreren Tagen im Januar lagen die Spannen über £200/MWh und erreichten am 22. Januar £885/MWh.

Intraday-Strompreise führen zu den höchsten Erlöstagen seit Dezember 2022

Im Januar gab es mehrere Tage mit hohen Preisen am Day-Ahead-Großhandelsmarkt. Dies wurde durch Phasen niedriger Windstromerzeugung und gleichzeitig hoher Nachfrage während der Wintersaison ausgelöst, was den Einsatz teurerer Gaskraftwerke erhöhte. Vom 8. bis 10. Januar sowie vom 20. bis 22. Januar lagen die Preise über £200/MWh. Der stündliche N2EX-Day-Ahead-Preis erreichte am 22. Januar £980/MWh.

Noch bemerkenswerter war jedoch, dass am 8. Januar im EPEX-Intraday-Markt die Preise um 16:30 Uhr auf £1.780/MWh stiegen – der höchste Intraday-Preis seit Januar 2022, als die Preise £3,1k/MWh erreichten.

Batterien erzielen ihren höchsten Tageserlös seit 2022

Aufgrund des außergewöhnlich hohen Intraday-Preises erzielten Batteriespeicher am 8. Januar 2025 einen Erlös von £394k/MW/Jahr – ein neuer Höchstwert seit September 2022 und übertraf damit das bisherige Hoch vom 12. Dezember 2024.

Rund 50% des gehandelten Batteriespeichervolumens an diesem Tag wurden über den Intraday-Markt abgewickelt. Mehr zu unserer Großhandelserlös-Methodik erfahren Sie im vollständigen Artikel.

NESO gibt seine dritte Electricity Capacity Market Notice seit Oktober 2024 heraus

Am 8. Januar 2025 gab der National Energy System Operator (NESO) eine Electricity Capacity Market Notice (CMN) für 16:30 Uhr desselben Tages heraus. Eine ECMN wird von NESO wie folgt definiert:

Eine Capacity Market Notice ist ein Signal vier Stunden im Voraus, dass – unter Berücksichtigung zusätzlicher operativer Reserven – möglicherweise weniger Erzeugung zur Verfügung steht, als der National Energy System Operator (NESO) voraussichtlich benötigt, um die nationale Stromnachfrage im Übertragungsnetz zu decken. Die Hinweise sollen signalisieren, dass das Risiko eines System Stress Events im britischen Stromnetz höher ist als unter normalen Umständen.

​​NESO protokolliert Electricity Capacity Market Notices (ECMN) / Capacity Market Notices (CMN) hier. Über diesen Link können Sie sehen, wann die letzten und vorherigen Notices herausgegeben wurden [gbcmn.nationalenergyso.com].

Eine Capacity Market Notification wird automatisch ausgelöst, wenn weniger als 500 MW Überschusserzeugung über der erforderlichen operativen Marge zwischen Erzeugung und Nachfrage erwartet werden. Dies geschieht vier Stunden im Voraus. Am Vortag wurde für den 8. Januar außerdem eine Electricity Margin Notice (EMN) herausgegeben. EMNs unterscheiden sich von CMNs, da sie direkt von den Ingenieuren im Kontrollraum ausgegeben werden, wenn Bedenken bezüglich der zukünftigen Erzeugungsverfügbarkeit bestehen.

Zum Zeitpunkt der CMN betrug die Summe aus Übertragungsnachfrage und Betriebsmarge 46,7 GW, während die erwartete Erzeugung bei 47,1 GW lag – ein Überschuss von 449 MW. Da dieser Wert unter 500 MW lag, wurde die Notice ausgelöst.

Geringe Windstromerzeugung und reduzierte Verfügbarkeit von Interkonnektoren verringerten die Marge

NESO führte die Notices auf eine um 2 GW reduzierte Windprognose und eine erhöhte Nachfrage durch kaltes Wetter zurück. Zusätzlich waren 3 GW an Interkonnektoren nicht verfügbar.

Die Viking Link-Interkonnektorverbindung nach Dänemark lief mit 50% Auslastung. Die 1 GW BritNed-Verbindung zwischen Großbritannien und den Niederlanden war seit dem 6. Dezember 2024 planmäßig außer Betrieb.

Acht Stunden im Voraus lag die de-ratete Marge für 17:00 Uhr bei 510 MW, eine Stunde vorher war sie auf 1 GW gestiegen.

Höhere Großhandelspreisspannen infolge reduzierter Erzeugung durch Interkonnektor-Unverfügbarkeit und Kraftwerksausfälle wurden bereits in unserer Winterprognose erwartet.

3 GW Batteriespeicher reagierten zum Spitzenbedarf am 8. Januar auf Systemanforderungen

Am 8. Januar stellten Batteriespeicher um 17:00 Uhr mindestens 3 GW Flexibilität bereit. Davon waren 1,5 GW für den Export in den Großhandelsmärkten kontrahiert.

Zusätzlich waren 1 GW in Frequency Response-Services gebunden, um Frequenzschwankungen im Netz auszugleichen. Hierbei sind die Batterien, die nicht im Balancing Mechanism registriert sind und möglicherweise über den Großhandelsmarkt das Netz unterstützten, nicht berücksichtigt.

Da die Anforderungen von NESO erfüllt wurden, wurden einige Batteriespeicher im Balancing Mechanism sogar abgeregelt.

Letztlich lag die Nachfrage mit 45,8 GW unter den Erwartungen und die Marge betrug über 1 GW. NESO arbeitete mit Viking Link zusammen, um die volle Kapazität von 1,4 GW bereitzustellen. Zusätzlich wurde der Demand Flexibility Service genutzt, um während des Zeitraums bis zu 184 MW Nachfrage zu reduzieren.

Weitere windarme Tage im Januar führten zu höheren Erlösen gegenüber Dezember

Neben den hohen Intraday-Preisen am 8. Januar gab es im Januar mehr Zeiträume, in denen die Residuallast über 20 GW lag als im Dezember 2024. Dadurch stiegen die Großhandelspreise und die Spannen, was zu den höheren Erlösen im Januar führte.

Clearing-Preise für Frequency Response stiegen und führten zu höheren Erlösen

Hohe Großhandelspreise führen in der Regel zu höheren Preisen für Frequency Response. Im Januar stieg der durchschnittliche Clearing-Preis von £3,58/MW/Stunde auf £3,63/MW/Stunde.

Dies wurde hauptsächlich durch einen Anstieg der Dynamic Regulation Low-Preise um 21% verursacht. Auch Dynamic Containment Low verzeichnete den zweiten Preisanstieg in Folge und erreichte £5,39/MW/Stunde.

Obwohl die Preise im Schnitt stiegen, gingen die Frequency Response-Erlöse gegenüber Dezember um 12% zurück. Grund ist, dass der ME BESS GB Index auf Balancing Mechanism Units (BMUs) basiert und diese Batterien eher High-Services anbieten. In diesen Services sanken die Preise.

Das liegt an den Unterschieden im Netzbetrieb von BMUs und Nicht-BMUs.

Die Energie, die Nicht-BMUs während der Frequency Response exportieren oder importieren, unterliegt nicht den Applicable Balancing Services Volume Data (ABSVD). Das bedeutet, sie sind um den jeweiligen Export- oder Importbetrag „out of position“ und zahlen dafür den Imbalance-Preis. Deshalb meiden Nicht-BMUs High-Services, da sie dabei Energie importieren und den Imbalance-Preis zahlen müssten. Stattdessen bevorzugen sie Low-Services, bei denen sie exportieren und (bei positivem Systempreis) für die exportierte Energie bezahlt werden.

BMUs erhalten ABSVD, weshalb sie eher bei High-Services teilnehmen, da sie für ihre Importe nicht dem Systempreis ausgesetzt sind. Um Low-Services bereitzustellen, benötigen sie höhere Preise, da sie Energie exportieren, ohne dafür bezahlt zu werden. Daher können sie preislich nicht mit Nicht-BMUs konkurrieren und werden seltener angenommen.

Batterie-Offer-Dispatches gehen vom Rekordhoch im Balancing Mechanism zurück

Der Balancing Mechanism war die einzige weitere Ertragsquelle, die im Januar 2025 niedrigere Erlöse verzeichnete. Batteriespeicher erzielten £10k/MW/Jahr in diesem Service – weniger als die Hälfte des Dezember-Werts.

Der Rückgang ist auf ein um 40% geringeres Offer-Dispatch-Volumen zurückzuführen, nachdem im Dezember ein Allzeithoch erreicht wurde.

Im Januar stand im Balancing Mechanism ein höheres Angebot an Offer-Volumen zur Verfügung, jedoch waren nur 37% davon „in-merit“, verglichen mit 44% im Dezember. Während also weniger Volumen „in-merit“ war, lag der Anteil des tatsächlich abgerufenen Volumens niedriger als im Dezember. Im Dezember wurden 18% des verfügbaren „in-merit“-Offer-Volumens von Batteriespeichern abgerufen, im Januar waren es nur 12%.