​Gaspreise standen in den letzten Jahren stark im Fokus. Für Batteriebetreiber sind sie weiterhin wichtiger, als viele zugeben möchten. Gas- und CO₂-Preise bestimmen gemeinsam in den entscheidenden Stunden das Preisniveau und definieren somit die Spitzenpreise, die Batterien abschöpfen können.

Diese Abhängigkeit bleibt bestehen – und die Volatilität am Gasmarkt vermutlich auch. Europas neue Abhängigkeit vom globalen LNG-Markt bedeutet, dass Gaspreise schnell und heftig auf weltweite Ereignisse reagieren können.

Die Sensitivität der BESS-Erlöse gegenüber schwankenden Gaspreisen ist erheblich. Ein Rückgang der Gaspreise um 50 % in Kombination mit einem 40%igen Rückgang der CO₂-Zertifikatspreise würde die Day-Ahead-Erlöse von Batterien um 37 % senken. Gleichzeitig ist das Potenzial nach oben geringer: Ein Anstieg der Gaspreise um 50 % und der CO₂-Preise um 40 % erhöht die Erlöse lediglich um 28 %.

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Dieser Artikel ist Teil einer Reihe über Erlösrisiken und fundamentale Sensitivitäten:

• Was 50 % geringeres Nachfragewachstum für Batterien bedeutet
• Wie Gas- und CO₂-Preise die BESS-Erlöse beeinflussen
• Wie ein Überangebot bei BESS die Erlöse kannibalisieren könnte

Europäische Gaspreise bergen erhebliches Auf- und Abwärtsrisiko

Kurzfristig werden sinkende Gaspreise prognostiziert, da der Ausbau der LNG-Kapazitäten – insbesondere in den USA – voranschreitet. Langfristig wird die europäische Gasproduktion zurückgehen, während das Nachfragewachstum in Schwellenländern den globalen LNG-Markt im Gleichgewicht halten dürfte.

Doch Aufwärtsrisiken sind erheblich. Jegliche Verzögerung bei LNG-Terminals oder deren Rentabilität, kombiniert mit geopolitischen Schocks in den Lieferketten, könnten strukturell höhere Gaspreise zur Folge haben. Jüngste Beinahe-Krisen, etwa die mögliche Verzögerung der North Field-Erweiterung in Katar oder das Schließungsrisiko der Straße von Hormus nach iranischen Angriffen Mitte 2024, unterstreichen die anhaltende Verwundbarkeit des Marktes.

Abwärtsrisiken sind ebenso beträchtlich. Ein langsameres Nachfragewachstum im globalen Süden – etwa wenn günstigere Erneuerbare die Laufzeiten von Gaskraftwerken verringern – könnte zu einem LNG-Überangebot führen. Die Rückkehr russischen Pipeline-Gases nach Europa würde das Gleichgewicht weiter lockern und die Gaspreise deutlich senken.

Um zu testen, wie sich diese Unsicherheit auf Batterieerlöse auswirkt, modellieren wir eine Reihe symmetrischer Preisszenarien. Im High Case steigen die Gaspreise um 50 %; im Low Case sinken sie um 50 %. Aufgrund der starken historischen Korrelation werden die ETS-Preise im High Case um 40 % erhöht und im Low Case um 40 % gesenkt.

Abschließend testen wir die Erlöse gegen extreme, aber beobachtete Entwicklungen. Die Gaspreise fielen 2020 auf etwa 3 €/MWh und erreichten während der Gaskrise 2022 einen Höchststand nahe 250 €/MWh. Diese modellieren wir als Schockereignisse über ein Jahr, wobei die ETS-Preise konstant bleiben, um den reinen Einfluss extremer Gaspreisvolatilität auf die Erlöse zu isolieren.

Gas- und CO₂-Preise bestimmen die Spreads durch Festlegung der Spitzenpreise

Da thermische Erzeugung an den meisten Tagen die Spitzenpreise setzt und erneuerbare Energien das Preisniveau knapp unter null halten, wirken sich Veränderungen bei Gas- und CO₂-Preisen direkt auf die Spreads aus, von denen Batterien profitieren.

Dieser Effekt ist jedoch nicht linear: Niedrigere Gas- und CO₂-Preise reduzieren die Spreads stärker, als höhere Preise sie ausweiten.

In Deutschland konkurriert Gas mit mehreren preissetzenden Alternativen. Kohle und Braunkohle sind weiterhin aktiv in der Merit Order, und Importe werden preislich mit der heimischen thermischen Erzeugung verglichen.

Wenn Gas- und CO₂-Preise fallen, setzt Gas häufiger den Preis und liegt preislich etwa auf dem Niveau der günstigeren Braunkohle- und Kohlekraftwerke.

Steigen die Gaspreise hingegen, können teurere Importe und Kohleverstromung in mehr Stunden die Spitzenpreise bestimmen. Dadurch wird der Effekt höherer Gas- und CO₂-Preise auf die Spreads begrenzt, was die Ausweitung der für Batterien verfügbaren Spreads dämpft.

Veränderungen im Kraftwerkspark begrenzen das Aufwärtspotenzial und verschärfen die Abwärtsrisiken bei Spreads

Über alle Szenarien hinweg folgt der prognostizierte jährliche TB2-Spread grob der kombinierten Entwicklung von Gas- und ETS-Preisen.

Im Zentralszenario sinken die Spreads kurzfristig mit fallenden Gaspreisen, steigen dann aber wieder an, wenn die CO₂-Preise anziehen, günstige Kohle- und Braunkapazitäten aus dem System gehen und die Stromnachfrage wächst.

Diese Entwicklung zeigt sich konsistent über alle Szenarien hinweg.

Im Hochpreisszenario weicht der Spread-Verlauf ab den späten 2030ern leicht ab. Sobald Kohle und Braunkohle nicht mehr verfügbar sind, ziehen höhere Gaspreise teurere Alternativtechnologien wie wasserstoffbetriebene Spitzenlastkraftwerke (die keine CO₂-Preise zahlen) in den Kraftwerkspark. Dadurch fällt der Effekt steigender Gaspreise weniger extrem aus.

Im Niedrigpreisszenario steigen die Spreads in den frühen 2030ern langsamer. Da viele Gaskraftwerke bei der Preissetzung bereits weiter unten in der Merit Order stehen, ist der Effekt des Kohle- und Braunkohleausstiegs auf die Spitzenpreise weniger ausgeprägt.