Batteriespeichersysteme in Südaustralien haben während einer extremen Preisspitze im National Electricity Market (NEM) erhebliche Einnahmen erzielt. Am Abend des 21. Juni erreichte der Strompreis in der Region SA1 zweimal den Höchstwert von 20.300 AU$/MWh. Vier der 15 verfolgten Batteriespeicher wurden aktiv eingesetzt und generierten Schätzungen zufolge einen Flottenumsatz von über 324.000 AU$.
Wichtige Erkenntnisse
- Der Strompreis in Südaustralien erreichte am 21. Juni zweimal 20.300 AU$/MWh.
- Vier Batteriespeicher generierten rund 324.000 AU$ Umsatz.
- Die Mannum BESS führte mit geschätzten 151.740 AU$ die Einnahmen an.
- Einige Batterien luden während des Ereignisses, was zu Einnahmeverlusten führte.
- Südaustralien ist bekannt für extreme Preisschwankungen aufgrund hoher erneuerbarer Energien.
Extreme Preisspitzen im NEM
Die ungewöhnliche Preisentwicklung begann um 19:35 Uhr AEST und dauerte 2 Stunden und 35 Minuten. Während dieser Zeit lag der durchschnittliche Preis bei 3.900 AU$/MWh, mit Spitzenwerten von 20.300 AU$/MWh. Diese extremen Preise unterstreichen die Volatilität des NEM, insbesondere in Regionen mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien.
Franz David Schaefer, ein leitender Analytiker bei EnergyAustralia, machte auf das Ereignis aufmerksam. Er verwies auf die Plattform NEMPulse, die Abonnenten sofortige Benachrichtigungen sendete und detaillierte Daten über die Reaktion der Batterien lieferte. NEMPulse ist ein unabhängiges Dashboard, das die Leistung und das Marktverhalten von Batteriespeichersystemen im NEM verfolgt.
Fakten zum Ereignis
- Datum: 21. Juni
- Region: SA1, Südaustralien
- Spitzenpreis: 20.300 AU$/MWh
- Durchschnittspreis: 3.900 AU$/MWh
- Dauer der Preisspitze: 2 Stunden 35 Minuten
- Geschätzter Flottenumsatz: 324.000 AU$
Leistung der Batteriespeicher
Mannum BESS führt das Feld an
Das Mannum Batteriespeichersystem (BESS) von Epic Energy zeigte die beste Einzelleistung. Mit einer Kapazität von 100 MW/200 MWh entlud es sich von 21,4% auf 3,2% Ladezustand. Dabei lieferte es durchschnittlich 15 MW Leistung und erzielte geschätzte 151.740 AU$ Umsatz. Das System wird von Habitat Energy optimiert, einem Spezialisten für Routen-zu-Markt-Lösungen mit Sitz in Großbritannien.
Die Technologie des Mannum BESS stammt von e-STORAGE, einer Tochtergesellschaft von Canadian Solar. Es nutzt die proprietäre Lithium-Eisenphosphat (LFP) SolBank-Technologie. Diese Technologie ist bekannt für ihre Langlebigkeit und Sicherheit, was sie zu einer bevorzugten Wahl für große Energiespeicherprojekte macht.
"Die Fähigkeit von Batteriespeichern, schnell auf Preisspitzen zu reagieren, ist entscheidend für die Stabilität und Wirtschaftlichkeit des Netzes. Mannum hat hier eine beeindruckende Leistung gezeigt."
Weitere wichtige Akteure
AGLs Torrens Island BESS, mit 250 MW/205 MWh, folgte mit 107.230 AU$ Umsatz. Es entlud sich von 16,1% auf 1,4% Ladezustand und stellte gleichzeitig 107,8 MW für Frequenzregelungs-Hilfsdienste (FCAS) bereit. Dies war die größte FCAS-Zusage eines Batteriespeichers während des Ereignisses. Das Torrens Island BESS wird mit der digitalen GEMS-Kraftwerkssteuerung und Energiemanagementplattform von Wärtsilä optimiert.
Die Hornsdale Power Reserve von Neoen, eine der weltweit ersten Batteriespeicheranlagen im Versorgungsmaßstab, trug weitere 70.810 AU$ bei. Sie entlud sich von 24,6% auf 12,4% Ladezustand. Das Dalrymple North BESS steuerte 16.180 AU$ bei.
Inaktive und ladende Systeme
Nicht alle Batteriespeicher nahmen aktiv an der Entladung teil. Eine zweite Gruppe von Systemen blieb größtenteils inaktiv, obwohl Kapazitäten verfügbar waren. Dazu gehörten die Tailem Bend 2 Hybrid Renewable Power Station, das Happy Valley Water Treatment Plant, das Bungama BESS, die Adelaide Desalination Plant, das Christies Beach Wastewater Treatment Plant, das Blyth BESS und das Bolivar Waste Water Treatment Plant. Diese Anlagen generierten zwischen 1.010 AU$ und 10.120 AU$, obwohl Kapazitäten von unter 1 MW bis über 40 MW (im Fall von Bungama) verfügbar waren.
Zwei Batteriespeicher luden sogar, während die Preise bei 20.300 AU$/MWh lagen. Das Lake Bonney BESS1 von Iberdrola Australia (25 MW/52 MWh) lud von 13,5% auf 16,1% Ladezustand und verzeichnete einen geschätzten Einnahmeverlust von 14.160 AU$. Dieses BESS verwendet die AutoBidder-Software von Tesla.
Das Templers BESS von ZEBRE (111 MW/330 MWh) lud aggressiver von 4,5% auf 6,1% Ladezustand, was zu einem geschätzten Verlust von 35.410 AU$ führte. Das Templers BESS nutzt Technologie des chinesischen Herstellers Sungrow. Zusammen hatten die beiden ladenden BESS einen negativen Einnahmeneffekt von etwa 49.570 AU$, was die von den entladenden Systemen generierten 324.720 AU$ teilweise ausglich.
Hintergrund: Warum Batterien laden statt entladen?
Die Entscheidung, während einer Preisspitze zu laden, ist nicht unbedingt ein Fehler. Batteriespeichersysteme können so konfiguriert sein, dass sie einen Mindestladezustand für vertraglich vereinbarte FCAS-Verpflichtungen aufrechterhalten. Es können auch bereits bestehende Gebotspläne vorliegen, die vor der Preisprognose eingereicht wurden. Eine weitere Möglichkeit ist die Positionierung für eine spätere Entladungschance am Abend. Sowohl Lake Bonney BESS1 als auch Templers BESS starteten das Ereignis mit vergleichsweise niedrigen Ladezuständen (13,5% bzw. 4,5%), was ihre Fähigkeit zur Entladung möglicherweise einschränkte.
Südaustraliens Rolle im NEM
Südaustralien hat sich als die NEM-Region mit den häufigsten extremen Preisereignissen etabliert. Dieses Muster ist eng mit dem hohen Anteil erneuerbarer Energien und dem vergleichsweise geringen Erzeugungspuffer verbunden, wenn Wind- und Solarleistung sinken. Schon Anfang des Jahres erlebte der Bundesstaat während der Australia-Day-Hitzewelle eine vierstündige Phase mit Preisen über 1.000 AU$/MWh.
Damals entlud die Batteriespeicherflotte, die mit etwa 90% Ladezustand startete, ihre Energie zwischen 18:00 und 21:00 Uhr. Kurz nach 20:00 Uhr war ein Großteil der Flotte erschöpft, was es der thermischen Erzeugung ermöglichte, die Preise für weitere anderthalb Stunden hoch zu halten. Dies zeigt die Herausforderungen und Chancen der Integration von Batteriespeichern in ein Netz mit hohem Anteil erneuerbarer Energien.
Solche Ereignisse sind nicht auf Südaustralien beschränkt. In New South Wales erreichten die Strompreise am 10. Oktober 2025 ebenfalls den Höchstwert von 20.300 AU$/MWh. Auch dort konnten Batteriespeicher durch koordiniertes Entladen von der resultierenden Volatilität profitieren.
- Hoher Anteil erneuerbarer Energien: Führt zu erhöhter Volatilität im Netz.
- Geringer Erzeugungspuffer: Macht das System anfälliger für Preisspitzen bei Engpässen.
- Bedeutung der Optimierung: Spezialisierte Optimierungs-Tools sind entscheidend, um maximale Einnahmen zu erzielen.
Sahand Karimi, Mitbegründer und CEO des RTM-Optimierers OptiGrid, betonte in einem Interview, dass NEM-spezifische Optimierer während des Preisspitzenereignisses in New South Wales deutlich höhere Einnahmen erzielten als generische Optimierungstools. Dies unterstreicht die Bedeutung maßgeschneiderter Softwarelösungen für den Erfolg von Batteriespeichern in volatilen Märkten.
