Der texanische Strommarkt ERCOT steht vor großen Herausforderungen. Eine Analyse zeigt, dass das Gleichgewicht zwischen Stromangebot und -nachfrage immer fragiler wird. Dies könnte zu häufigeren Engpässen und stärkeren Preisschwankungen führen. Gleichzeitig eröffnen sich dadurch neue Chancen für Batteriespeichersysteme.
Wichtige Erkenntnisse
- ERCOT steht vor einem Engpass bei der Stromversorgung, da die Nachfrage schneller wächst als das Angebot.
- Die neue RTC+B-Regelung verändert den Markt für Batteriespeichersysteme grundlegend.
- Preisschwankungen im ERCOT-Markt sind ein bewusstes Designmerkmal, keine Fehlfunktion.
- Absicherungsstrategien sind entscheidend, um in diesem volatilen Umfeld stabile Einnahmen zu sichern.
Das fragile Gleichgewicht im ERCOT-Markt
Der Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) sieht sich mit einer zunehmenden Diskrepanz zwischen Stromnachfrage und -angebot konfrontiert. Berichte deuten darauf hin, dass das Lastwachstum die prognostizierten Werte übertreffen könnte, während der Ausbau der Versorgung begrenzt bleibt. Dies führt zu einer prekären Situation, die als 'wetterabhängige Gratwanderung' beschrieben wird.
Diese Instabilität wird voraussichtlich in den späten 2020er Jahren zu häufigeren Stromknappheiten und einer erhöhten Preisvolatilität führen. Solche Bedingungen schaffen jedoch auch ein günstiges Umfeld für Batteriespeichersysteme (BESS), die erhebliche Umsatzmöglichkeiten erschließen könnten.
Faktencheck
- ERCOT prognostiziert, dass das Lastwachstum die Stromversorgungskapazität bis Ende der 2020er Jahre übertreffen könnte.
- Die Analyse deutet auf häufigere Stromknappheiten und stärkere Preisschwankungen hin.
- Batteriespeichersysteme könnten unter diesen Bedingungen erhebliche Einnahmen erzielen.
RTC+B: Eine Neuausrichtung des Marktes
Die Einführung der neuen Real-Time Co-Optimisation Plus Batteries (RTC+B)-Modifikationen hat den ERCOT-Markt erheblich verändert. Diese Neuerungen stellen einen grundlegenden Systemneustart dar. Die gesamte Historie des Marktes kann nicht mehr als alleiniger Leitfaden dienen, da sich die Spielregeln verschoben haben.
Vor RTC+B wurden Hilfsdienstleistungen (Ancillary Services, AS) hauptsächlich auf dem Day-Ahead-Markt beschafft und selten in Echtzeit umverteilt. Mit RTC+B werden Energie und Hilfsdienstleistungen nun im Echtzeitmarkt austauschbar zugeteilt. Dies ist besonders wichtig für BESS, da diese hauptsächlich Einnahmen aus Hilfsdienstleistungen erzielen.
"Es ist im Grunde ein kompletter System-Reset. Sie aktualisieren ihren gesamten Code. Die gesamte Geschichte ist quasi, ich will nicht sagen, abgeschafft, aber ich bin alt genug, um mich daran zu erinnern, als ERCOT 2008 oder 2009 auf LMPs umstellte, und an COVID. Beide Ereignisse schufen in gewisser Weise eine Singularität, nach der man die Geschichte nicht mehr als Leitfaden nutzen kann."
– Michael Kirschner, Geschäftsführer US von Habitat Energy
Batteriesysteme als eigenständige Einheiten
Ein weiterer wichtiger Aspekt der +B-Reform ist, dass Batteriespeichersysteme nun als individuelle Einheiten betrachtet werden, anstatt Erzeugung und Last zu kombinieren. Dies ermöglicht eine präzisere und standortbasierte Steuerung, die alle fünf Minuten erfolgt.
Hintergrund: ERCOT und der Texas-Markt
ERCOT ist der unabhängige Systembetreiber für den Großteil des texanischen Stromnetzes. Im Gegensatz zu anderen US-Märkten verfügt ERCOT über keinen Kapazitätsmarkt oder eine zentrale Planung. Dies bedeutet, dass Knappheitsbedingungen notwendig sind, um neue Marktteilnehmer zu motivieren, was jedoch zu Instabilität führen kann.
Volatilität als Designmerkmal
Die Einnahmemuster im ERCOT-Markt ähneln einer "Achterbahnfahrt". Diese Volatilität ist jedoch ein beabsichtigtes Merkmal des Marktdesigns, nicht ein Fehler. Da ERCOT keinen Kapazitätsmarkt hat, sind Knappheitsbedingungen erforderlich, um Anreize für neue Investitionen zu schaffen. Dies führt aber auch zu einer starken Abhängigkeit von Wetterereignissen, insbesondere während der Sommermonate.
Die Marktprognosen dienen als beste Schätzung für zukünftige Ergebnisse. Eine Besonderheit im ERCOT-Markt ist die Diskrepanz zwischen On-Peak- und Off-Peak-Termingeschäften. Normalerweise wird angenommen, dass der Forward-Preis dem erwarteten Spotpreis entspricht. Hier zeigt sich jedoch ein Ungleichgewicht zwischen Käufern und Verkäufern.
Markt-Dynamik
- On-Peak-Zeiten umfassen typischerweise 16 Stunden pro Tag, fünf Tage die Woche.
- Off-Peak-Zeiten decken den Rest ab, oft ausgerichtet an Tageslichtstunden im Sommer.
- Die Volatilität wird durch die Wetterabhängigkeit, insbesondere im Sommer, verstärkt.
Absicherungsstrategien für stabile Einnahmen
Angesichts der hohen Volatilität sind Absicherungsstrategien für Marktteilnehmer unerlässlich. Ohne solche Strategien könnten Betreiber etwa 30% ihrer potenziellen Einnahmen verlieren. Wer die letzten beiden Sommer mit den erwarteten Bedingungen für den kommenden Sommer erlebt hat, konnte seine Einnahmen um etwa 30% steigern, exklusive der riskanten Wintermonate.
Es ist entscheidend, alle Marktchancen zu nutzen, einschließlich der Teilnahme an Terminmarktaktivitäten oder der Implementierung von Portfolio-Risikomanagement-Absicherungsstrategien. Dies gilt insbesondere für Solar- und Speicheranlagen, die das Risikoprämium einfangen können.
"Man sollte überlegen, wie Solar und Speicher dieses Risikoprämium einfangen können. Ähnlich wie in der biblischen Analogie – in guten Jahren für die schlechten sparen – ist Absicherung ein Weg, um konsistente Einnahmen zu sichern."
– Dr. Gary Dorris, CEO von Ascend Analytics
Konkrete Absicherungsbeispiele
Ein Batteriespeicher mit einer Kapazität von 100 MW für zwei Stunden könnte beispielsweise 40 oder 50 Megawatt für neun Monate im Jahr festlegen und verkaufen. Dies fängt das Risikoprämium ein, besonders während der Sommermonate Juli und August. In diesen Monaten lassen sich etwa 70 US-Dollar pro MWh über 344 Stunden verdienen.
Kombiniert man Juli und August, sind das etwa 700 Betriebsstunden mit einer Spanne von 70 US-Dollar pro MWh, was insgesamt etwa 60 US-Dollar pro MWh entspricht. Dies ist erheblich und hilft, viele Probleme zu lösen. Im Falle eines größeren Ereignisses, das die Erzeugung stark reduziert und die Reservemargen verschärft, bietet die Absicherung dieser Rate ein Sicherheitsnetz.
Auswirkungen auf den Hilfsdienstleistungsmarkt
Die Märkte für Hilfsdienstleistungen sind bereits gesättigt. RTC+B wird voraussichtlich die Opportunitätskosten senken und das Angebot für alle Dienste außer Non-Spin erhöhen. Sättigung tritt ein, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt, was zu wirtschaftlicher Indifferenz zwischen der Bedienung von Hilfsdienstleistungs- und Energiemärkten führt.
Derzeit gibt es eine Chance für Non-Spin, zusätzlichen Wert zu generieren. Diese Situation wird anhalten, bis eine Regeländerung implementiert wird. Insgesamt könnten die Speichererlöse tendenziell konstant bleiben, wobei die Preise für Hilfsdienstleistungen leicht sinken.
Markt für Hilfsdienstleistungen
- Hilfsdienstleistungsmärkte sind bereits gesättigt.
- RTC+B wird die Opportunitätskosten senken und das Angebot erhöhen.
- Non-Spin könnte vorübergehend zusätzlichen Wert generieren.
Erste Erfahrungen nach der Implementierung
RTC+B wurde am 5. Dezember implementiert. Am 4. Dezember boten viele Energiespeicheranlagen keine Gebote für die Hilfsmärkte des Folgetages ab, da die Risiken die potenziellen Einnahmen nicht wert schienen. Dies führte zu einem Anstieg der Kosten für Hilfsmarktprodukte, wobei die Ausgaben in vielen Stunden mehr als das Fünffache oder 500% höher waren als zuvor.
Trotz einiger Ausreißer normalisierte sich der Markt am Morgen des ersten Tages. Dieses Ergebnis stimmt mit den Prognosen überein. Der anfängliche Preisspitze auf dem Day-Ahead-Markt für Hilfsdienstleistungen manifestierte sich nicht in den Echtzeitmärkten für den ersten Tag und die nachfolgenden Day-Ahead-Preise. Es wird erwartet, dass dieses Risikoprämium mit der Zeit abnehmen wird, was zu einem insgesamt geringeren Kostenaufwand für Hilfsdienstleistungen führt.
Ausblick
Der Energy Storage Summit USA, der vom 24. bis 25. März 2026 in Dallas, Texas, stattfindet, wird wichtige Themen wie FEOC-Herausforderungen, Strombedarfsprognosen und das Management der BESS-Lieferkette behandeln. Solche Veranstaltungen sind entscheidend, um die Zukunft der Energiespeicherung zu gestalten.
