Die durchschnittlichen Day-Ahead-Spreads im Großhandel lagen zwischen November und Februar bei 62 £/MWh. Das ist weniger als ein Drittel des Niveaus im Winter 2021/22 und halb so viel wie im letzten Winter. Dies hat zu sinkenden Einnahmen aus Batteriespeichern geführt; der GB BESS Index ist diesen Winter um 70 % gefallen.

Warum waren die Spreads also so niedrig und was könnte sich im nächsten Jahr ändern?

• Sinkende Gas- und CO2-Preise bedeuten, dass die Basis-Spreads im Großhandel niedriger sind als in den letzten zwei Jahren, aber auch die Volatilität außerhalb davon hat abgenommen.
• In den vergangenen drei Wintern erreichten die Großhandelspreise bis zu 1.500 £/MWh, während es in diesem Winter keine Preise über 232 £/MWh gab.
• Die gestiegene Windstromerzeugung und die höhere Interkonnektor-Kapazität haben zu großen Reserven geführt, sodass die Preise selbst an Tagen mit höchster Nachfrage nicht sprunghaft angestiegen sind.
• Im kommenden Winter könnten neue Reserve-Dienste und das Abschalten von Kohlekraftwerken dazu führen, dass 3 GW weniger Erzeugung am Day-Ahead-Markt teilnehmen.

Sinkende Rohstoffpreise haben zu einer Reduktion der Großhandels-Spreads um 80 £/MWh geführt

In den beiden vergangenen Wintern waren die Gaspreise außergewöhnlich hoch. Im Winter 2021/22 lagen sie im Schnitt bei 72 £/MWh, 2022/23 bei 60 £/MWh. In diesem Winter betrugen sie durchschnittlich nur 29 £/MWh. Gleichzeitig ist der britische ETS-CO2-Preis auf ein Rekordtief gefallen; bei den letzten Auktionen lag er bei 32 £/tCO2. In den beiden Vorjahren lag der Durchschnitt bei 70 £/tCO2.

Diese Rohstoffpreise bestimmen die Betriebskosten von Gaskraftwerken. Effizienzunterschiede zwischen Gaskraftwerken sorgen selbst dann für Spreads, wenn CCGTs den gesamten Tag über das Grenzkraftwerk sind. Daraus ergibt sich ein Basispreis-Spread, der direkt mit den Rohstoffpreisen verknüpft ist.

Die Basis-Spreads sind in diesem Winter auf unter 30 £/MWh gesunken – 20 £/MWh weniger als das Minimum der letzten beiden Jahre. Insgesamt sind die Großhandels-Spreads damit um 57 % gefallen.

Allerdings waren die Basis-Spreads im Winter 2020/21 noch niedriger. Trotzdem lag der durchschnittliche Großhandels-Spread in diesem Zeitraum bei 119 £/MWh – doppelt so hoch wie in diesem Winter.

Seltene Preisspitzen haben den größten Einfluss auf saisonale Spreads

Im N2EX-Day-Ahead-Markt gab es in diesem Winter keine Preise über 232 £/MWh. Die Spitzenpreise wurden meist von CCGTs gesetzt, während weniger effiziente Gaskraftwerke nur zu 3 % der Zeit liefen – im Vergleich zu 7–10 % in den letzten drei Wintern.

In den drei vorherigen Wintern kam es jeweils zu Preisspitzen von bis zu 1.500 £/MWh. Im Januar 2021 gab es an sieben Tagen Preissprünge, die 50 % des damaligen Durchschnitts-Spread von 119 £/MWh ausmachten.

Was hat diese Preisspitzen verursacht – und warum gab es sie dieses Jahr nicht?

Die Spitzenlast ist in diesem Winter leicht gestiegen

In diesem Winter lag die durchschnittliche Spitzenlast bei 40 GW, etwas höher als in den beiden Vorjahren. Der Januar-Durchschnitt von 42 GW war der höchste Wert seit Januar 2021.

In 10 % der Zeit lag die Spitzenlast über 44 GW, im Vergleich zu 33 % im Winter 2020/21. Die maximale Spitzenlast lag am 18. Januar bei 47 GW – genauso hoch wie im Januar 2021. Dennoch blieben die Großhandelspreise niedrig.

Windstromerzeugung und Interkonnektor-Kapazität sind diesen Winter gestiegen

Während der Spitzenlastzeiten war die Windstromerzeugung in diesem Winter so hoch wie nie zuvor: Im Schnitt 10,2 GW über die vier Monate, 3 GW mehr als im Durchschnitt 2020/21. Grund dafür ist der Ausbau der Windkraft. Die an das Übertragungsnetz angeschlossene Windkapazität beträgt inzwischen 28 GW – 1,8 GW mehr als im letzten Winter und 7 GW mehr als 2020/21.