Zusammenfassung:
- Die Strompreise haben sich 2024 nahezu halbiert – die Real-Time-Preise sanken um 46% und die Day-Ahead-Preise fielen um 49% im Jahresvergleich, bedingt durch mildere Witterung, stagnierende Nachfrage und einen Zuwachs bei Solar- und Speicher-Kapazitäten.
- Die Top-Bottom-One-Hour (TB1)-Spreads lagen durchschnittlich bei 98 $/MWh – ein Rückgang um 61% gegenüber 2023. Zwei große Preisspitzen im Mai und August boten jedoch kurzfristig lukrative Chancen.
- Engpässe auf Zonen- und Knotenebene prägten die Preisdynamik. Die besten Möglichkeiten für Energiearbitrage fanden sich beständig in der West Load Zone.
Abonnenten der Modo Energy Research erfahren außerdem:
- Was den Rückgang der Strom- und Nebendienstleistungspreise bei ERCOT im Jahr 2024 verursacht hat,
- Wie sich die abnehmenden Erträge zwischen den Top-Bottom-One-Hour-, Two-Hour- und Four-Hour-Spreads entwickelt haben,
- Wie sich die täglichen Preismuster bei ERCOT im Laufe der Jahre verändert haben und welche Faktoren die aktuellen Marktdynamiken antreiben,
- Wo die größten Risiko-Chancen-Abwägungen für Speicherbetreiber in den nodalen Preisspreads von ERCOT bestehen
Von 2023 bis 2024 haben sich die Strompreise im ERCOT fast halbiert – die Real-Time-Preise sanken im Durchschnitt um 46%, die Day-Ahead-Preise um 49%.
Die systemweiten Real-Time-Preise, gemessen am ERCOT Bus Average Hub, fielen von einem Jahresdurchschnitt von 48 $/MWh im Jahr 2023 auf 26 $/MWh im Jahr 2024. Die Day-Ahead-Marktpreise sanken von 55 $/MWh auf 28 $/MWh.
Real-Time-Preise entsprachen weitgehend den Trends im Day-Ahead-Markt und lagen 2024 durchschnittlich 5% darunter. Unter bestimmten Bedingungen wichen die Real-Time-Preise jedoch ab und zeigten mehr Volatilität – besonders bei begrenztem Angebot oder schnellen Schwankungen von Angebot und Nachfrage.
Insgesamt waren die Preise 2024 deutlich weniger volatil als in den beiden Vorjahren. Das verringerte naturgemäß die Möglichkeiten zur Energiearbitrage für Batteriebetreiber.
Unterschiede bei den Zonenpreisen weisen auf Muster von Engpässen zwischen den Zonen hin
Lokale Preise spiegeln die Übertragungsengpässe wider, die beim Transport von Strom über weite Strecken entstehen.
Das folgende Diagramm vergleicht die täglichen durchschnittlichen Real-Time-Energiepreise – nach Preishub – mit dem ERCOT Bus Average Hub, um die lokalen Unterschiede hervorzuheben.
Ein Blick auf die täglichen Durchschnittspreise zeigt, dass die Regionen West und Panhandle am stärksten vom Systemdurchschnitt abwichen. Dies ist auf höhere Engpässe in diesen Gebieten zurückzuführen, verursacht durch relativ geringe Nachfrage und den hohen Anteil von Wind- und Solarstrom.
Im Westen wichen die Preise besonders während Sonnenaufgang (6–7 Uhr) und Sonnenuntergang (ca. 19 Uhr) am stärksten ab.
Die Preise in der Westzone lagen über dem Systemdurchschnitt, wenn die Sonne nicht schien. In diesen Nebenzeiten führt die lokale industrielle Nachfrage – vor allem aus der Öl- und Gasindustrie – dazu, dass Teile von Westtexas Strom importieren müssen, um den Bedarf zu decken.
Diese Nachfrage bleibt tagsüber relativ konstant und folgt nicht dem typischen Muster des privaten Verbrauchs. Dadurch entstehen Engpässe beim Stromimport, wenn die Sonne untergegangen ist. Nachts ist die lokale Solarproduktion offline und kann nicht beitragen, was letztlich die Preise in der Region steigen lässt.
Umgekehrt waren die Preise in Westtexas zwischen 9 und 16 Uhr niedriger als am Hub – bedingt durch das steigende Angebot, sobald die Sonne aufgeht und die Solarproduktion beginnt.
Die Real-Time-Preise im Panhandle lagen durchgehend niedriger als in anderen Zonen, da hohe Windstromproduktion für reichlich Angebot sorgte. Die Region verzeichnete zudem mehr Stunden mit negativen Strompreisen, verursacht durch lokalen Überschuss und unzureichende Übertragungskapazität, um den Überschuss in nachfragestärkere Gebiete zu transportieren.
Tägliche Preisspitzen bei ERCOT liegen nun nach Sonnenuntergang
Die durchschnittlichen Tagespreismuster 2024 fielen in zwei klare Kategorien: In den wärmeren Monaten (Q2 und Q3) gab es einen einzelnen, ausgeprägten Abendpeak. In Q1 und Q4 sorgten gelegentliche Kälteeinbrüche für eine Doppelspitze mit Höchstpreisen morgens vor Sonnenaufgang und abends nach Sonnenuntergang.
Q1: Das erste Quartal zeigte eine Doppelspitze mit moderaten Ausschlägen morgens (7 Uhr) und abends (18 Uhr). Kaltes Wetter erhöhte die Heiznachfrage und trieb die Preise in den frühen Stunden in die Höhe. Im Vergleich zu den Vorjahren waren diese Ausschläge jedoch geringer, was auf mildere Winterbedingungen hindeutet.
Q2: Der wachsende Einfluss der Solarkapazität wurde deutlich. Mittags wurden die Preise durch hohe Solarproduktion gedämpft. Mit dem Rückgang der Solarleistung am Abend (20 Uhr) stiegen die Preise, da thermische Kraftwerke und Batteriespeicher hochgefahren wurden, um die Nachfrage zu decken.
Q3: Die durch den Sonnenuntergang getriebene Volatilität hielt an. Die Sommernachfrage erreichte am späten Nachmittag ihren Höhepunkt, gefolgt von einem Rückgang der Solarproduktion. Abends stiegen die Preise (18–20 Uhr), da das System auf thermische Ressourcen und Batterien angewiesen war.
Q4: Dieses Quartal kehrte zum Doppelspitzenmuster zurück. Am Morgen (7 Uhr) stiegen die Preise bei kaltem Wetter durch erhöhte Heiznachfrage. Auch abends gab es Preisspitzen, die jedoch weniger ausgeprägt waren als in Q2 und Q3, da die Nachfrage generell niedriger war.
Insgesamt blieben die Preise 2024 im Vergleich zu 2023 gedämpft. Milderes Wetter führte zu minimalem oder sogar rückläufigem Nachfragewachstum. Gleichzeitig stieg die Solarproduktion und die Anzahl der Batteriespeicher weiter rapide an.
Mehr über die Entwicklung dieser Trends – und deren Einfluss auf die Erlöse von Batteriespeichern – erfahren Sie in unserem Artikel zu zentralen Trends für BESS-Einnahmen 2024.
Höhere Top-Bottom-Spreads bedeuten mehr Erlöschancen
Der Top-Bottom-(TBx)-Spread misst die Differenz zwischen den ‘x’ höchsten und niedrigsten Stundenpreisen eines Tages. Die TB-Kennzahl dient als nützlicher Benchmark, um das Potenzial für Energiearbitrage-Einnahmen einer Batterie unter idealen Handelsbedingungen mit perfekter Voraussicht abzuschätzen.
Batteriespeichersysteme, die sowohl als Verbraucher (beim Laden) als auch als Erzeuger (beim Entladen) agieren, erzielen Erlöse durch Arbitrage dieser Spreads.
Somit gilt: Höhere Preisspreads = mehr Erlöschancen.
2024 lag der durchschnittliche Top-Bottom-One-Hour-Spread (TB1) bei Real-Time-Preisen bei 98 $/MWh, was einem Rückgang von 61% gegenüber dem Vorjahr entspricht.
Zwei große Preisspitzen am 8. Mai und 20. August trieben die TB1-Spreads auf über 3.000 $/MWh. Batteriebetreiber, die dies nutzten, konnten Echtzeit-Einnahmen erzielen, die bis zu 30-mal höher lagen als der Durchschnitt 2024.
2024 waren die TB-Spreads deutlich niedriger als in den beiden Vorjahren
Die Real-Time-Preisspreads verengten sich 2024, da unerwartete Volatilität und Knappheitspreisereignisse seltener auftraten. Milderes Wetter, mehr Solar- und Speicherkapazität, stagnierendes Lastwachstum und ein Rückgang der Erdgaspreise trugen zu den veränderten TB-Dynamiken bei.
Obwohl die TB-Spreads in den meisten Monaten 2024 gedämpft blieben, gab es in Zeiten hoher Nachfrage oder extremen Wetters Ausnahmen, die kurzfristig lukrative Chancen für Batteriespeicher boten.
Top-Bottom-Spreads (TB1, TB2, TB3 und TB4) zeigen mit jeder zusätzlichen Arbitrage-Stunde deutlich abnehmende Erträge
TB1 erfasst konstant die lukrativsten Möglichkeiten, da es sich auf die höchste Preisvolatilität eines Tages konzentriert.
Jede weitere Stunde bringt weniger zusätzlichen Wert.
Das bedeutet, dass Batterien mit längerer Laufzeit mit jedem zusätzlichen Spread pro Tag abnehmende Zusatzgewinne erzielen. Für diese Systeme rechtfertigen die geringeren Arbitragegewinne meist nicht die zusätzlichen Investitionen.
Solar- und Speicherboom sowie stagnierendes Nachfragewachstum führten zu einer Verschiebung der Preisspitzen
2022 erreichten die Preise ihren Höhepunkt am Nachmittag gegen 16 Uhr und entsprachen damit den Lastspitzen. 2023 verschoben sich die Preisspitzen in den frühen Abend, etwa zum Sonnenuntergang gegen 19 Uhr.
Dieser Trend setzte sich 2024 fort, wobei die Preisspitzen nun fast ausschließlich während der Netto-Lastspitzen auftreten – also dann, wenn die Solarproduktion nachlässt, die Nachfrage aber hoch bleibt.
Diese Verschiebung ist auf die zunehmende Solarkapazität und -produktion bei ERCOT zurückzuführen.
Zudem waren die durchschnittlichen Tageshöchstpreise 2024 um das 2,6-Fache niedriger als 2023. Dies lag vor allem am Beitrag zusätzlicher Batteriespeicherkapazitäten im Energiemarkt.
2024 erreichten die Preise für Nebendienstleistungen den niedrigsten Stand seit Markteintritt der Batterien
Die Preise fielen auf nur ein Drittel des Niveaus von 2023 – von 21,8 $/MWh in 2023 auf 7,03 $/MWh in 2024 (volumengewichteter Jahresdurchschnitt).
Zwei Schlüsselfaktoren verursachten diesen Rückgang.
- Niedrige Volatilität am Energiemarkt: Die Preise für Nebendienstleistungen sind eng an den Wert des Energiemarktes gekoppelt. Wenn mit der Energieerzeugung mehr verdient werden kann, steigt auch der Wert der Nebendienstleistungen. Bei niedrigeren Energiepreisen 2024 folgten die Preise für Nebendienstleistungen diesem Trend.
- Steigende Beteiligung von Batterien: Mit mehr Batteriekapazität im Markt für Nebendienstleistungen steigt der Wettbewerb um Zuschläge.
Batterien übernehmen nun dauerhaft über 50% der gesamten Verantwortung für Nebendienstleistungen. Im Bereich Regelung und RRS liegt dieser Wert sogar bei rund 90%. Da immer mehr Batterien am Markt teilnehmen, wird Kapazität zu niedrigeren Preisen angeboten, um Zuschläge zu erhalten. Dies drückt die Preise zusätzlich.
Mit fallenden Preisen für Nebendienstleistungen verlagern Batteriebetreiber ihren Fokus zunehmend auf die Energiearbitrage.
Preisspreads an den ERCOT-Knoten zeigen Risiko-Chancen-Abwägungen
2024 gibt es rund 17.000 Knoten im ERCOT-System. Davon gelten etwa 900 als 'Abrechnungspunkte', da dort eine Erzeugungs- oder Lastressource betrieben wird.
In der Regel unterscheiden sich die Lokalen Grenzpreise (LMP) nur deutlich zwischen Abrechnungspunkten, während einzelne elektrische Busse meist ähnliche Preise wie benachbarte Abrechnungspunkte aufweisen. Das liegt daran, dass es elektrisch wenig Unterschiede gibt, sodass sich die LMPs an diesen Bussen kaum unterscheiden.
Abrechnungspunkte mit höheren jährlichen Durchschnittsspreads erleben meist stärkere Schwankungen bei den monatlichen Spreads. Während einige Knoten hohe Arbitrageerlöse ermöglichen, unterliegen sie auch stärkeren Preisschwankungen.
Für Betreiber und Händler von Energiespeichern bedeutet die Vielfalt der Spreads, dass die ertragreichsten Knoten auch eine gewisse Unberechenbarkeit mit sich bringen. Die lukrativsten Knoten erzielen in einzelnen Monaten Spitzenrenditen, sind aber nicht das ganze Jahr über konstant.
Ideal sind Knoten, die beständig hohe Arbitragechancen bieten, anstatt große, vereinzelte Ausschläge und damit stärkere Schwankungen von Monat zu Monat oder Tag zu Tag.
Diese Knoten bieten tendenziell auch in den Folgejahren stabile Spread-Chancen, da neue Entwicklungen wie Leitungsbau oder geänderte Systembedingungen die Ursachen für hohe Preisspreads dort weniger wahrscheinlich beseitigen.
Im Jahresverlauf bilden sich Cluster heraus, die diese unterschiedlichen Marktergebnisse verdeutlichen.
- Moderater Spread, moderate Schwankungen: Die Mehrheit der Knoten fällt in diese Kategorie und bietet stabile, aber niedrigere Erlöspotenziale zwischen 80 und 120 $/MWh – meist im Bereich des Systemdurchschnitts.
- Hoher Spread, geringe Schwankungen: Diese Knoten ermöglichen starke Renditen bei moderater bis geringer Volatilität – ideal für beständige Chancen von Jahr zu Jahr.
- Hoher Spread, hohe Schwankungen: Dies sind risikoreiche Knoten mit außergewöhnlichem Ertragspotenzial, getrieben durch extreme Preisschwankungen infolge punktueller Übertragungsengpässe.
Die stärksten Energiearbitrage-Chancen lagen konstant in der West Load Zone
2024 verzeichneten die Knoten in Westtexas dauerhaft höhere jährliche Durchschnittsspreads und eine relativ konstante Bandbreite der monatlichen Spreads.
Das deutet darauf hin, dass die Knoten in Westtexas das ganze Jahr über hohe Spreads aufwiesen – bedingt durch strukturelle Engpässe und Übertragungsbeschränkungen.
Knoten in den Load Zones North und Houston zeigten insgesamt geringere Spread-Schwankungen, aber auch niedrigere Durchschnittsspreads. Diese Knoten sind eng bei niedrigen Jahreswerten gruppiert, mit geringen monatlichen Schwankungen. In diesen Regionen beeinflussen lokale Engpässe die Preise deutlich seltener, weshalb sie meist dem Systemdurchschnitt entsprechen.
Knoten in der South Load Zone sind sehr verstreut. Lokale Engpässe im Rio Grande Valley führen dazu, dass einige Knoten mitunter extrem hohe Preise und Spreads aufwiesen, in anderen Monaten aber zu den niedrigsten im System gehörten. Dies sorgt für größere Schwankungen zwischen den höchsten und niedrigsten monatlichen Durchschnittsspreads und für insgesamt niedrigere Durchschnittsspreads.
Höhere Durchschnittspreise führen zu höheren Arbitragespreads
In den Load Zones South und West gibt es innerhalb jeder Region große Unterschiede bei den Arbitragemöglichkeiten.
Beide Regionen umfassen große Flächen mit viel Wind- und Solarstrom. In Teilen jeder Zone ist die Nachfrage zudem gering. Diese Faktoren führen dazu, dass es in Süd- und Westtexas deutlich mehr Engpässe gibt als in den Load Zones North oder Houston.
Viele der Hochspread-Knoten im Westen liegen in Far West Texas.
Der stetig wachsende industrielle Bedarf des Öl- und Gassektors im Permian Basin erzeugt einen rund um die Uhr bestehenden Strombedarf und belastet das lokale Netz. Wenn die Solarproduktion diesen Bedarf nicht decken kann, steigen die Preise in der Region oft im Vergleich zum Rest des Systems.
Zudem sind die Preise in Westtexas meist in der Tagesmitte am niedrigsten, wenn die Solarproduktion ihren Höhepunkt erreicht. Das vergrößert den Spread für viele dieser Knoten weiter.
Einige Knoten in Südtexas verzeichnen gedämpfte Preise, da Wind- und Solarüberproduktion zu Abregelungen führt, was niedrige Tagesminima verursacht. Windlastige Knoten erleben meist niedrigere Mindestpreise, wodurch der Spread größer wird.
Knoten in den Zonen North und Houston befinden sich meist im Bereich niedrige Spreads/niedrige Durchschnittspreise. Diese Regionen sind weniger von Engpässen betroffen. Die Erzeugung ist oft näher an der Nachfrage angesiedelt und das Übertragungsnetz ist robuster.
Wie könnten sich die Strompreise künftig entwickeln?
Die Nachfrage im ERCOT-System dürfte in den kommenden Jahren deutlich wachsen. Der jüngst veröffentlichte Capacity, Demand, and Reserves Report von ERCOT geht von einem konservativen Wachstum der Lastspitze um 15–20% bis 2030 aus.
Strom ist im ERCOT-Gebiet im Vergleich zu anderen US-Großhandelsmärkten generell günstig. Daher bleiben industrielle Kunden wie Rechenzentren an der Region interessiert. Gleichzeitig sorgt das große Schieferölvorkommen in Far West Texas dafür, dass mit dem Netzausbau auch der Strombedarf im Zuge der Öl- und Gasförderung weiter steigt.
Das bedeutet letztlich, dass die Volatilität in den kommenden Jahren ins ERCOT-System zurückkehren dürfte.
Es wird immer ein Wechselspiel geben: Die fortgesetzte Installation von Solaranlagen und Batteriespeichern könnte das Angebot kurzfristig schneller wachsen lassen als die Nachfrage. In Jahren mit extremen Wetterlagen wie 2022 und 2023 – in denen auch die Nachfrage rasch steigt – kehren Volatilität und damit höhere Energiepreisspreads zurück.
