Im Juni 2024 veröffentlichte das ESO den frühen Winterausblick für den Winter 2024/25. Dieser enthält Prognosen zu Erzeugung und Nachfrage im kommenden Winter und deutet darauf hin, dass sich die geringe Volatilität der Großhandelspreise aus dem Winter 2023/24 wiederholen könnte.

Dieser Artikel behandelt:

• Wichtige Details aus dem frühen Winterausblick des ESO für 2024/25
• Eine Zusammenfassung des ESO-Winterrückblicks für 2023/24
• Einen Überblick über Großhandelspreisspannen basierend auf dem frühen Ausblick und der Modo GB Bess Prognose (nur für GB BESS Outlook-Abonnenten)
• Eine Einschätzung zu den prognostizierten Batterieerlösen für den Winter 2024/25 (nur für GB BESS Outlook-Abonnenten)

Die Marge zwischen Erzeugungskapazität und Nachfrage wird in diesem Winter voraussichtlich steigen

Der frühe Winterausblick gibt einen ersten Einblick in die erwartete Erzeugungskapazität und Spitzenlast im nächsten Winter. Die Marge wird für den Winter 2024/25 auf 5,6 GW geschätzt, was einem Unterschied von 9,4 % zwischen Spitzenlast und Erzeugungskapazität entspricht.

Im frühen Ausblick wird für den Winter 2024/25 eine Gesamterzeugungskapazität von 120 GW erwartet. Das sind 4 GW mehr als die 116 GW im Ausblick für 2023/24 und entspricht einer abgeregelten Kapazität von 65,4 GW.

Dieser Anstieg folgt auf einen Ausbau der Offshore-Wind- und Gaskraftwerkskapazitäten, der die Stilllegung des Kohlekraftwerks Ratcliffe ausgleicht. Die Speicherkapazität steigt um 1 GW, allerdings lag die Batteriekapazität im letzten Winter unter den Erwartungen des ESO.

Gleichzeitig ist die prognostizierte durchschnittliche Spitzenlast während Kälteperioden (ACS) auf 59,8 GW gesunken, verglichen mit 60,3 GW zuvor. Dies spiegelt einen allgemeinen Rückgang des Stromverbrauchs in den letzten Wintern wider. Die tatsächliche durchschnittliche Winterspitzenlast lag im Winter 2020/21 bei 42 GW und in den darauffolgenden Wintern bei 40 GW oder darunter.

Insgesamt wird für den Winter 2024/25 eine höhere Marge von 5,6 GW (9,4 %) erwartet, verglichen mit 4,8 GW (8 %) im Ausblick für den letzten Winter.

Wie wahrscheinlich ist es, dass diese Margen Realität werden?

Reduzierte Erzeugungskapazität ließ Überschuss im Winter 2023/24 unter die Erwartungen fallen

Zusätzlich zum frühen Winterausblick veröffentlichte das ESO auch einen Rückblick auf den Winter 2023/24. Die Marge blieb meist innerhalb des vom ESO prognostizierten 90%-Konfidenzintervalls. Allerdings lag sie an 14 Tagen unterhalb dieses Bereichs.

Ursache waren geringere Windstromerzeugung als erwartet, längere Ausfälle bei Kernkraftwerken sowie ein ungeplanter Ausfall bei IFA2. Zudem stieg die Nachfrage während Kälteperioden. Der tatsächliche Überschuss betrug 12 GW, verglichen mit dem prognostizierten Durchschnitt von 14 GW.

Die tatsächliche Winterspitzenlast (inklusive Reserve) lag am 15. Januar 2024 während einer Kälteperiode bei 47,6 GW. Sie war damit etwas niedriger als die prognostizierte Spitzenlast (inklusive Reserve) von 48,2 GW. An diesem Tag war die Windstromerzeugung hoch, aber die Nutzung der Interkonnektoren gering, sodass die Marge bei 5 GW lag. Am 16. November 2023 sank die Marge auf nur 1,6 GW.

Der Winter 2023/24 brachte Veränderungen im Erzeugungsmix

Von Winter 2020/21 bis 2022/23 stellten Gaskraftwerke (CCGT), Wind und Kernkraftwerke den größten Anteil der Erzeugungskapazität im Netz. Nach Ausfällen, neuen Kapazitäten und Stilllegungen kam es im Winter 2023/24 zu Veränderungen im Anteil der einzelnen Technologien an der Stromerzeugung.

Der Ausbau der Windkraftkapazität und sinkende Strompreise in Europa haben den Anteil von Wind und Interkonnektoren an der Stromversorgung erhöht. Die stärkere Abhängigkeit von diesen Technologien führte jedoch auch zu größeren Schwankungen beim Überschuss.

Im Gegensatz dazu ging der Anteil von Gaskraftwerken, Kernkraft und Kohle am Erzeugungsmix zurück. Die Ausfallrate der Kernkraftwerke lag deutlich über den Erwartungen – am Ende des Winters betrug sie 39 %, während 14 % prognostiziert waren. Vier der fünf derzeit in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke stehen kurz vor der Stilllegung.

Im Winter 2023/24 wurden die geringsten Großhandelspreisspannen der letzten vier Jahre verzeichnet. Die im aktuellen frühen Winterausblick erwartete höhere Marge deutet darauf hin, dass sich daran wenig ändern wird – es gibt jedoch Faktoren, die die Preisvolatilität für Batterien verbessern könnten.

Was der frühe Winterausblick für Batterien bedeutet

Großhandelspreise werden maßgeblich durch Gas- und CO2-Preise beeinflusst – das wirkt sich auch auf die Spreads aus.

Im Winter 2023/24 fiel der CO2-Preis im britischen Emissionshandelssystem (UK ETS) auf Rekordtiefststände. Auktionen wurden bereits ab £32/tCO2 abgeschlossen, während der Durchschnittspreis in den beiden Vorjahren bei £70/tCO2 lag. Auch die Gaspreise sanken in der zweiten Winterhälfte deutlich und erreichten im Februar mit £19,66/MWh ihren niedrigsten Stand.