de.wedoany.com-Bericht: Im Handelsgebiet SA1 in Südaustralien erreichte der Strompreis am Abend des 21. Juni zweimal die Preisobergrenze des Nationalen Strommarktes (NEM) von 20.300 AUD/MWh. Laut Aufzeichnungen der Batteriespeicher-Analyseplattform NEMPulse beliefen sich die geschätzten Gesamteinnahmen der Speicherflotte in diesem Gebiet während dieser Preisereignisse auf 324.000 AUD.
Laut der Marktereignis-Aufschlüsselung von NEMPulse begann dieses extreme Preiszeitfenster um 19:35 Uhr australischer Ostarzeit (AEST) und dauerte 2 Stunden und 35 Minuten. Der regionale Referenzpreis erreichte einen Spitzenwert von 20.300 AUD/MWh, der Durchschnittspreis während des Ereignisses lag bei 3.900 AUD/MWh.
Von den 15 im Gebiet SA1 verfolgten netzgebundenen Batterien wurden insgesamt vier Batteriespeichersysteme in den Markt eingesetzt, zwei weitere befanden sich im Ladezustand, während die übrigen Speicher entweder im Leerlauf oder offline waren.
Franz David Schaefer, Senior-Analyseexperte bei EnergyAustralia, markierte dieses Ereignis auf LinkedIn und wies darauf hin, dass NEMPulse-Abonnenten um 19:35 Uhr eine Warnung erhielten. Die Marktereignis-Seite der Plattform enthielt eine vollständige Aufschlüsselung der Batteriereaktionsdaten und der geschätzten Einnahmen. NEMPulse ist ein unabhängiges Open-Data-Dashboard zur Verfolgung des Einsatzes, der Einnahmen und des Gebotsverhaltens jedes netzgebundenen Batteriespeichersystems im NEM.
Das 100 MW/200 MWh Mannum-Batteriespeichersystem (BESS) von Epic Energy stach bei diesem Ereignis am meisten hervor. Sein Ladezustand entlud sich von 21,4 % auf 3,2 %, die durchschnittliche Ausgangsleistung betrug 15 MW, und es erzielte geschätzte Einnahmen von 151.740 AUD. Dieses Speichersystem wird von dem in Großbritannien ansässigen Route-to-Market (RTM)-Spezialisten Habitat Energy über dessen Softwareplattform Evolve optimiert. Die Batteriezellen selbst werden von e-STORAGE, einer Tochtergesellschaft von Canadian Solar, geliefert und nutzen deren proprietäre SolBank-Technologie auf Basis von Lithium-Eisenphosphat (LFP).
Das 250 MW/205 MWh Torrens Island BESS von AGL folgte Mannum mit Einnahmen von 107.230 AUD. Sein Ladezustand entlud sich von 16,1 % auf 1,4 %, während es gleichzeitig 107,8 MW für Frequenzregelungs-Hilfsdienste (FCAS) bereitstellte – die höchste FCAS-Einspeisekapazität aller Batteriespeichersysteme während dieses Ereignisses. Dieses Speichersystem wird mit dem digitalen GEMS-Kraftwerkscontroller und der Energiemanagementplattform von Wärtsilä optimiert.
Das 150 MW/193,5 MWh Hornsdale Power Reserve von Neoen, eines der ersten netzgebundenen Batteriespeichersysteme im Versorgungsmaßstab weltweit, trug 70.810 AUD bei, wobei sich der Ladezustand von 24,6 % auf 12,4 % entlud; das Dalrymple North BESS steuerte 16.180 AUD bei. Gleichzeitig waren die Batteriespeichersysteme der zweiten Reihe trotz verfügbarer Kapazität während des gesamten Ereignisses weitgehend im Leerlauf.
Das Tailem Bend 2 Hybrid-Erneuerbare-Energien-Kraftwerk, das Wasseraufbereitungswerk Happy Valley, das Bungama BESS, die Adelaide-Entsalzungsanlage, die Kläranlage Christies Beach, das Blyth BESS und die Kläranlage Bolivar wurden alle als im Leerlauf befindlich eingestuft. Jede Anlage erzielte Einnahmen zwischen 1.010 und 10.120 AUD, jedoch war die verfügbare Kapazität ungleich verteilt – von weniger als 1 MW bis zu über 40 MW in Bungama. Die Batterie des Lincoln Gap Windparks und das Clements Gap BESS waren während des gesamten Ereignisses offline und leisteten weder Einsatz noch Einnahmen.
Bemerkenswerterweise befanden sich zum Zeitpunkt des Erreichens der Preisobergrenze noch zwei Batteriespeichersysteme im Versorgungsmaßstab im Lade- statt im Entladebetrieb. Daten von NEMPulse zeigen, dass das 25 MW/52 MWh Lake Bonney BESS1 von Iberdrola Australia von einem Ladezustand von 13,5 % auf 16,1 % auflud, mit einer durchschnittlichen Ladeleistung von 1,4 MW, was zu geschätzten Einnahmeverlusten von 14.160 AUD führte. Dieses Speichersystem verwendet die AutoBidder-Software von Tesla. Gleichzeitig lud das 111 MW/330 MWh Templers BESS von ZEBRE aggressiver, von einem Ladezustand von 4,5 % auf 6,1 %, mit einer durchschnittlichen Ladeleistung von 3,5 MW, was zu geschätzten Verlusten von 35.410 AUD führte. Es nutzt Technologie des chinesischen Herstellers Sungrow.
Die gesamten negativen Einnahmeauswirkungen der beiden ladenden BESS während dieses Ereignisses beliefen sich auf etwa 49.570 AUD. Diese Kosten wurden durch die Einnahmen von 324.720 AUD der vier entladenden BESS aufgewogen. Die Entscheidung, während eines Preisobergrenzen-Ereignisses zu laden, ist nicht unbedingt ein Einsatzfehler. Batteriespeichersysteme könnten so konfiguriert sein, dass sie einen Mindestladezustand aufrechterhalten, um vertragliche FCAS-Verpflichtungen zu erfüllen, oder sie müssen bestehende Gebotspläne einhalten, die vor der Vorhersage eines Preisanstiegs eingereicht wurden, oder sie bereiten sich auf eine Entlademöglichkeit später am Abend vor. Das Lake Bonney BESS1 und das Templers BESS hatten zu Beginn des Ereignisses mit 13,5 % bzw. 4,5 % relativ niedrige Ladezustände, was ihre Fähigkeit auf der Marktentladeseite unabhängig vom Preis eingeschränkt haben könnte.
Südaustralien hat sich eine Reputation als die Region mit den häufigsten extremen Preisereignissen im NEM aufgebaut. Dieses Muster hängt eng mit seinem hohen Anteil an erneuerbaren Energien und der relativ dünnen Erzeugungsreserve zusammen, wenn die Wind- und Solarenergieeinspeisung nachlässt. Die Batteriespeicherflotte des Bundesstaates erlebte während der Hitzewelle am Australia Day einen vierstündigen Zeitraum mit Preisen über 1.000 AUD/MWh, als der Ladezustand bei etwa 90 % lag und Energie zwischen 18:00 und 21:00 Uhr bereitgestellt wurde. Jedoch war die verfügbare Energie des Großteils der Flotte kurz nach 20:00 Uhr an diesem Abend erschöpft, sodass die thermische Erzeugung die Preise für weitere anderthalb Stunden in die Höhe treiben konnte.
Südaustralien ist nicht die einzige Region, in der Marktpreisobergrenzen-Ereignisse die Batteriespeicher auf die Probe stellen. Der Strompreis in New South Wales erreichte am 10. Oktober 2025 ebenfalls die Obergrenze von 20.300 AUD/MWh, und Batteriespeicheranlagen konnten durch koordiniertes Entladen einen Teil der daraus resultierenden Volatilität einfangen. In einem Interview mit ESN Premium betonte Sahand Karimi, Mitbegründer und CEO des RTM-Optimierungsunternehmens OptiGrid, dass während dieses Preisanstiegs in New South Wales NEM-spezifische Optimierer mehr Einnahmen erzielten als universelle Optimierungswerkzeuge.
Dieser Artikel wurde von Wedoany übersetzt und bearbeitet. Bei jeglicher Zitierung oder Nutzung durch künstliche Intelligenz (KI) ist die Quellenangabe „Wedoany“ zwingend vorgeschrieben. Sollten Urheberrechtsverletzungen oder andere Probleme vorliegen, bitten wir Sie, uns unverzüglich zu benachrichtigen. Wir werden den entsprechenden Inhalt umgehend anpassen oder löschen.
E-Mail: news@wedoany.com
