NESO hebt Prognose der Ausgleichskosten für November auf 439 Mio. £; drei Viertel sind Engpässe
Serguey Asael Shinder3 Min. LesezeitDer britische Systembetreiber National Energy System Operator (NESO) hat seinen BSUoS-Prognosebericht für November 2026 veröffentlicht – den monatlichen Ausblick auf die Kosten des Netzausgleichs, die über die Balancing Services Use of System Charge von den Netznutzern eingezogen werden. Kernzahl: 439 Millionen Pfund Ausgleichskosten im November, 12 % (48 Mio. £) mehr als die 391 Millionen Pfund, die NESO am 21. September vorhergesagt hatte.
Was die Zahl bewegt hat. NESO führt die Änderung auf einen Anstieg der Engpasskosten-Prognose um 10 % (30 Mio. £) und auf eine zweite Komponente zurück, die um 21 % (17 Mio. £) stieg. Der erwartete Anteil erneuerbarer Energien an der Nachfrage bleibt bei 44 %. Größer ist die Verschiebung bei den Preisen: Der für November angenommene durchschnittliche Großhandelspreis liegt nun bei 152 £/MWh, 25 % über den im September verwendeten 121 £/MWh; Grundlage sind Terminkurven vom 1. bis 5. Oktober. NESO nennt auch die Empfindlichkeit: Eine gleichmäßige Verschiebung der Terminkurve um ±20 % würde die zentrale Prognose für die nächsten zwölf Monate um etwa ±9–13 % verändern. Zudem heißt es im Bericht, steigende Preise schlügen allmählich auf die Gebote der Erzeuger für den Netzausgleich durch.
Engpässe dominieren. Die Halbjahresaufstellung im Bericht macht die Struktur deutlich. Für November sind 336,8 Millionen Pfund der zentralen Summe von 438,6 Millionen Pfund Engpasskosten – rund 77 %. Der Rest fällt dagegen kaum ins Gewicht: Frequenzhaltung 41,4 Mio. £, „Sonstiges“ 31,6 Mio. £, positive Reserve 11,4 Mio. £, Energieungleichgewicht 10,4 Mio. £, Netzwiederaufbau 6,0 Mio. £ und negative Reserve 1,0 Mio. £. Das Muster hält über den Winter: Für Dezember sind 290,4 Mio. £ Engpasskosten angesetzt, für Januar 258,4, für Februar 276,3 und für März 258,2 Millionen Pfund. NESO erklärt, das Engpassmodell sei im März 2026 mit neuen Grenzwerten aus dem Year-Ahead-Plan aktualisiert worden; viele Grenzen lägen wegen eines anspruchsvollen Abschaltplans niedriger, den die Übertragungsnetzbetreiber für Wartung und Ausbau ihrer Netze brauchen – und das treibe die prognostizierten Engpasskosten.
Was Netznutzer zahlen – vorerst. Seit dem 1. April 2023 ist BSUoS ein fester Tarif, die Prognose ändert heutige Rechnungen also nicht unmittelbar. Der veröffentlichte endgültige Tarif für Oktober 2026 bis März 2027 beträgt 12,49 £/MWh. Dem steht NESOs zentrale Schätzung der tatsächlichen Kosten gegenüber: 20,43 £/MWh im November und 21,55 £/MWh im Oktober. Die Lücke zeigt sich in den indikativen Prognosetarifen: 27,06 £/MWh für April bis September 2027 und 21,45 £/MWh für Oktober 2027 bis März 2028, wobei im ersten dieser Zeiträume eine vorgetragene Unterdeckung von rund 131–135 Millionen Pfund pro Monat enthalten ist. NESO betont, dass Prognosetarife bis zur Veröffentlichung der endgültigen Tarife im Dezember stark indikativ sind.
Die Lesart. Nach den eigenen Zahlen des Berichts sind die Ausgleichskosten in Großbritannien in diesem Winter vor allem die Kosten dafür, Strom durch ein Netz mit Abschaltungen zu bewegen; die Großhandelspreise verbreitern die Spanne, das Niveau setzen die Engpässe. Bei einem festen Tarif von 12,49 £ und geschätzten Kosten über 20 £ bleibt als offene Frage, wie viel von diesem Winter im Tarif ab April 2027 ankommt.
Quelle: NESO, „BSUoS Forecast Report – November 2026“ — https://www.neso.energy/bsuos-forecast-report-november-2026