Pre-Dispatch-Preise zeigen, wie der Markt erwartet, dass sich die Preise vor der Echtzeit-Dispatch klären. Für Batteriespeicher spiegeln die Prognosedaten wider, was Betreiber bei ihren Gebotsentscheidungen gesehen haben – nicht nur das, was später abgerechnet wurde.

Betreiber nutzen Pre-Dispatch, um den Ladezustand zu steuern, Gebote zu aktualisieren und auf erwartete Preissignale zu reagieren. Der Vergleich aufeinanderfolgender Prognoseläufe zeigt, wie sich diese Signale vor der Dispatch gebildet, verstärkt oder aufgelöst haben.

Sie können Ko nun nach der vollständigen 30-Minuten- und 5-Minuten-Pre-Dispatch-Historie ab November 2020 abfragen – zusammen mit den abgerechneten Dispatch-Preisen und Bid-Stack-Daten. So lassen sich Prognosen, tatsächliche Ergebnisse und Gebotsstrategien an einem Ort vergleichen.

Pre-Dispatch ist AEMOs Preisprognose für die Zukunft

Pre-Dispatch ist das Live-Preissignal des NEM. Es ist die tatsächliche NEMDE-Berechnung für zukünftige Intervalle, basierend auf dem zu diesem Zeitpunkt verfügbaren Bid-Stack und Systembedingungen. Die Berechnung erfolgt wie beim Dispatch-Preis, aber für Intervalle, die noch nicht stattgefunden haben.

Batteriebetreiber nutzen oft auch eigene interne Preisprognosen, aber Pre-Dispatch bleibt der gemeinsame Markt-Benchmark. Es zeigt das Preissignal, das jedem Teilnehmer zum gleichen Zeitpunkt zur Verfügung steht. Auch Energiehändler und integrierte Versorger nutzen es, um kurzfristige Hedge-Positionen zu steuern.

Betreiber nutzen dieses Signal, um zu entscheiden, wann geladen, entladen oder Ladung gehalten werden soll. Das Signal ist am stärksten, wenn die Prognose nah am Dispatch liegt und das System stabil ist. Längere Vorlaufzeiten bedeuten mehr Unsicherheit, besonders wenn Dachsolar, Wind, Nachfrage oder Interconnector-Flüsse sich schnell ändern.

​Ko kann Pre-Dispatch-Historie ab November 2020 abfragen

• 30-Minuten-Pre-Dispatch-Prognosen: AEMOs halbstündliche regionale Energie- und FCAS-Preisprognosen, alle 30 Minuten neu veröffentlicht, bis zu etwa 40 Stunden im Voraus. Alle fünf NEM-Regionen, ab November 2020 bis heute.
• 5-Minuten-Pre-Dispatch-Prognosen: Die kurzfristige Prognose, alle 5 Minuten neu veröffentlicht, bis etwa eine Stunde im Voraus. Gleiche regionale Abdeckung und Zeitraum.
• Abgerechnete Dispatch-Preise: Die tatsächlichen 5-Minuten-Spotpreise, zu denen jede Region abgerechnet wurde – zum Vergleich von Prognose und realen Ergebnissen.
• Bid-Stack-Daten: Gebots- und Mengendaten der Erzeuger für jedes 5-Minuten-Intervall, um die Gebotsstrategie mit dem zu diesem Zeitpunkt verfügbaren Pre-Dispatch-Signal zu vergleichen.

​So analysieren Sie NEM-Pre-Dispatch-Daten mit Ko

​Die folgenden Beispiele wurden erstellt, indem Ko Fragen zu den NEM-Pre-Dispatch-Preistabellen gestellt wurden. Ko generierte den SQL-Code, fragte die Daten ab und lieferte eine schriftliche Auswertung. Alle Diagramme basieren auf denselben zugrundeliegenden Daten.

Jeder Abschnitt zeigt die an Ko gestellte Frage, die schriftliche Antwort von Ko und ein aus den abgefragten Daten erstelltes Diagramm. Sie können Ko dieselben Fragen direkt stellen – die Ergebnisse spiegeln dann die jeweils aktuellsten verfügbaren Daten wider.

​Ausgabe: Jede Linie zeigt einen Pre-Dispatch-Lauf für New South Wales am 25. Mai 2025, mit den abgerechneten RRP-Werten darübergelegt.

Negative Preise am Mittag waren früh sichtbar. Die Prognose um Mitternacht sagte bereits von etwa 10:30 bis 12:30 negative Preise voraus – im Großen und Ganzen im Einklang mit dem Endergebnis.

Das Preistief war kürzer als in den frühen Prognosen erwartet. Frühe Läufe erwarteten negative Preise bis etwa 13:30, aber die abgerechneten Preise erholten sich früher.

Der Morgenpeak wurde näher an der Dispatch nach oben korrigiert. Frühe Läufe prognostizierten 65–75 $/MWh, während die abgerechneten Preise 72–77 $/MWh erreichten.

​​Ausgabe: Das 19:30-Intervall in Victoria am 3. Februar 2025 wurde über weite Teile des Tages nahe der Marktpreisobergrenze prognostiziert, bevor das Signal kurz vor der Dispatch nach unten revidiert wurde.

Pre-Dispatch blieb tagsüber nahe der Obergrenze. Läufe von 7:30 bis 16:30 prognostizierten das 19:30-Intervall bei rund 17.500 $/MWh, mit einem Einbruch gegen Mittag auf etwa 13.300 $/MWh.

Die Prognose wurde gegen 17:00 Uhr zurückgesetzt. Rund 150 Minuten vor der Dispatch fiel die Prognose von etwa 12.600 $/MWh auf 565 $/MWh.

Spätere Läufe blieben niedriger. Die folgenden Läufe bis zum finalen Pre-Dispatch um 18:00 Uhr lagen bei etwa 313–370 $/MWh, was darauf hindeutet, dass der erwartete Mangel sich vor der Dispatch weitgehend aufgelöst hatte.

​Nachtrag: Der abgerechnete 30-Minuten-Preis für das Intervall lag bei 6.034 $/MWh, getrieben durch 5-Minuten-Dispatch-Preise von über 11.000 $ zu Beginn. Pre-Dispatch prognostiziert einen Einzelpreis für das gesamte Handelsintervall und kann solche Schwankungen innerhalb des Intervalls nicht abbilden.

Ausgabe: Die Lücke zwischen Pre-Dispatch vier Stunden im Voraus und dem abgerechneten Preis im Mittagsfenster von South Australia hat sich seit 2021 in drei Phasen entwickelt.

2021: Unterschätzung. Die Prognose sagte mehr negative Mittags-Preise voraus als tatsächlich eintraten; die Lücke erreichte im dritten Quartal 2021 +81 $/MWh.

2022: Überschätzung. Das Vorzeichen drehte sich während der Energiekrise. Im zweiten Quartal 2022 betrug die größte Lücke rund 860 $/MWh, mit einer Prognose von durchschnittlich 1.001 $/MWh gegenüber einer Abrechnung von 138 $/MWh.

2023–2026: Strukturelle Überschätzung moderiert sich. Die Prognosen blieben am Mittag höher als die Abrechnung, aber die Lücke verringerte sich von -149 $/MWh im dritten Quartal 2023 auf zwischen -13 $/MWh und +8 $/MWh im Jahr 2026.

Der Trend in Richtung Null deutet darauf hin, dass Pre-Dispatch besser auf die Mittagsdämpfung durch Solar in South Australia abgestimmt ist – oder dass der zusätzliche Effekt von Solar auf die Mittags-Preise sich eingependelt hat.

​Ausgabe: Wallgroves Gebotsstrategie am 14. Mai 2025 folgte den Pre-Dispatch-Signalen: Entladekapazität wurde nur angeboten, wenn die Prognose höhere Preise signalisierte.

Nachtgebote blieben zurückgezogen. Von Mitternacht bis 6:15 Uhr lag Wallgroves günstigste Entladeband beim Marktpreisdeckel, während die Pre-Dispatch-Preise in NSW bei 87–110 $/MWh lagen.

Morgengebote bewegten sich in den Peak. Ab 6:20 Uhr senkte Wallgrove das günstigste Band, als die Pre-Dispatch-Preise dem Morgenpeak zustrebten, und zog sich nach dem Rückgang der Preise wieder zurück.

Abendgebote wurden vor dem Peak schrittweise gesenkt. Ab 15:55 Uhr senkte Wallgrove das günstigste Gebot schrittweise von 450 $/MWh auf 35 $/MWh, als die Pre-Dispatch-Preise stiegen, und zog sich nach 18:25 Uhr erneut zurück.

Das Muster deutet auf eine preisorientierte Gebotsstrategie hin: Kapazität wird angeboten, wenn Pre-Dispatch höhere Preise signalisiert.

​Analysieren Sie NEM-Pre-Dispatch-Daten mit Ko

• Wie hat sich die Pre-Dispatch-Prognose für Queenslands Abendpeak am [Datum] in den sechs Stunden vor der Dispatch entwickelt?
• An welchen Tagen in New South Wales gab es in diesem Jahr die größten Pre-Dispatch-Revisionen zwischen der 6-Stunden- und der 30-Minuten-Prognose?
• Wie hat sich die Lücke zwischen Victorias Pre-Dispatch-Prognose und dem abgerechneten Preis seit 2021 vierteljährlich verändert?
• Für [eine NEM-Batterie]: Wie stimmten die Gebote an einem bestimmten Tag mit den Pre-Dispatch-Preisen überein?
• Wie hat sich die 5-Minuten-Pre-Dispatch-Prognose für [eine Region] in der Stunde vor einem Preissprung angenähert?