Version 3.3 der Modo Energy Prognose für Batterieerlöse in Großbritannien wurde soeben veröffentlicht. Dieses Update führt eine neue Modellierung der Intraday-Preise sowie eine Re-Optimierung der Dispatch-Strategien auf diesem Markt ein. Die Kernkraftwerkskapazitäten wurden entsprechend den kürzlich angekündigten Verzögerungen bei den Stilllegungen aktualisiert und die Rohstoffpreise wurden angepasst.
Modellierungsänderungen
Intraday-Preis-Modellierung erfasst Prognosefehler
Preise auf dem Day-Ahead- und Intraday-Markt weichen oft voneinander ab, was Handelsmöglichkeiten für Batteriespeicher schafft. Prognostizierte Werte für Erzeugung, Nachfrage und Anlagenstillstände bestimmen die Preise am Day-Ahead-Markt.
Intraday-Preise werden etwa zwei Stunden vor Lieferung liquide, wenn mehr Informationen über die tatsächliche Erzeugung und Nachfrage vorliegen. Fällt die Windstromerzeugung geringer aus als erwartet oder fällt ein Generator aus, können die Intraday-Preise stark ansteigen.
In Version 3.3 der Prognose haben wir eine neue Modellierung der Day-Ahead- und Intraday-Preise eingeführt, um diese Preisdifferenzen abzubilden. Das Modell berücksichtigt reale Fehler bei der Berechnung der Day-Ahead-Preise – etwa bei erneuerbarer Erzeugung, Ausfällen und Nachfrage.
Intraday-Preise spiegeln die aktuellen Marktbedingungen wider, mit zusätzlicher Volatilität, um das beobachtete Handelsverhalten wie „Herdentrieb“ abzubilden.
Weitere Details zur Intraday-Preis-Modellierung finden Sie auf der Methodik-Seite hier.
BESS-Dispatch wird im Intraday-Markt re-optimiert
Das Dispatch-Modell führt nun zunächst eine Day-Ahead-Optimierung durch, bevor die Positionen im Intraday-Markt während des Liefertages alle zwei Stunden neu optimiert werden.
Beispielsweise kann eine Batterie am Day-Ahead-Markt 50 MW für die Lieferung um 8 Uhr morgens verkaufen. Am Intraday-Markt könnten die Preise um 8 Uhr fallen und um 10 Uhr wieder steigen. In Version 3.3 handelt das Dispatch-Modell diese Position neu: Es kauft den Strom um 8 Uhr zurück und verkauft ihn um 10 Uhr erneut.
In der vorherigen Version basierten die Intraday-Erlöse auf einem beobachteten Aufschlag von 35 % aus dem Intraday-Handel 2022/23. Seitdem ist die Preisvolatilität gesunken, wodurch dieser Aufschlag 2024 auf 22 % reduziert wurde. Langfristig erwarten wir, dass dieser Wert mit zunehmender Einspeisung erneuerbarer Energien und steigender Prognoseunsicherheit wieder ansteigt.
Weitere Informationen zur Optimierung des Batterie-Dispatchs und zu Risiken finden Sie im Ausblicksartikel hier.
Weitere Änderungen
- Aktualisierte Dispatch-Logik für den Anlagenpark erhöht die Preisspreads und verzögert die Stilllegung von CCGTs.
- Das Dispatch-Modell läuft jetzt in 5-Minuten-Schritten mit automatisiertem QA, um maßgeschneiderte Durchläufe so schnell wie möglich bereitzustellen.
Kurzfristiger Ausblick
Gaspreise steigen 2025 um 13 %
Die Erwartungen an die zukünftigen Gaspreise sind seit der letzten Version gestiegen, da die europäischen Speicherstände niedriger als erwartet sind und die Importe von russischem Pipeline-Gas über die Ukraine enden.
Diese Erwartungen bilden die Grundlage für die kurzfristigen Gaspreise im Modell. Die Gaspreise für 2025 liegen um 13 % und im Durchschnitt bis 2028 um 11 % höher.
Die CO₂-Preise sind leicht gesunken und liegen 2025 um 16 % niedriger als in der vorherigen Version. Bis 2026 kehren die Preise auf das zuvor prognostizierte Niveau zurück.
Isoliert betrachtet führen diese Erhöhungen bei Gas- und CO₂-Preisen dazu, dass die täglichen Preisspreads im Durchschnitt von 2025 bis 2028 um 23 % steigen.
Verlängerte Laufzeiten von Kernkraftwerken erhöhen die Kapazität um bis zu 2,4 GW
Im Dezember gaben EDF und Centrica bekannt, dass sie die Laufzeit von fünf ihrer Kernkraftwerke verlängern. Die Stilllegung von Heysham 2 und Torness wurde von 2028 auf 2030 verschoben.
Bisher war geplant, dass die Kernkraftwerkskapazität bis 2029 aufgrund von Stilllegungen und der verzögerten Inbetriebnahme von Hinkley Point C auf bis zu 2 GW sinkt.
Allein diese zusätzliche Kernkraftwerkskapazität reduziert die Spreads 2029 um 10 %.
Erlöse steigen bis 2028 um 45 %
Die Erlöse steigen auf £87k/MW/Jahr für eine Batterie mit zwei Stunden und zwei Zyklen bis 2028. Das entspricht einem Anstieg von 45 % gegenüber den durchschnittlichen Erlösen von 2024 in Höhe von £60k/MW/Jahr.
Dieser Anstieg liegt 5 % über dem Wert der vorherigen Version. Höhere Gaspreise haben die durchschnittlichen Strompreise erhöht und damit die verfügbaren Preisspreads für Batteriespeicher und die Angebotspreise im Balancing Mechanism gesteigert.
Langfristiger Ausblick
BESS wird schneller ausgebaut, während CCS langsamer wächst
In der vorherigen Version der Prognose war der Ausbau von BESS auf 3 GW pro Jahr begrenzt, da die Anzahl der Installationsunternehmen beschränkt war. In Version 3.3 steigt die Installationskapazität jährlich an, sodass in den 2030er Jahren schneller neue Kapazitäten hinzukommen.
Bis 2036 erhöht sich die insgesamt installierte BESS-Kapazität um 6,6 GW, was jedoch nur begrenzte Auswirkungen auf die für Batterien verfügbaren Preisspreads hat.
Änderungen der wirtschaftlichen Annahmen für Gas-CCS führen zu einem leicht langsameren Ausbau in den späten 2020er Jahren. Bis 2034 folgt der Ausbau dann weitgehend der vorherigen Version.
Lebenszeiterlöse steigen um 2 %
Die durchschnittlichen Lebenszeiterlöse für eine Batterie mit zwei Stunden und zweieinhalb Zyklen steigen in Version 3.3 regionsübergreifend um 2 %.
