Zwischen dem 13. und 16. Januar traf der Wintersturm Heather große Teile Nordamerikas. Neben eisigen Temperaturen brachte der Sturm die Erwartung von Rekordnachfrage und Engpässen im Stromnetz mit sich. Wie haben also Batteriespeichersysteme im ERCOT während der kältesten Phasen von Heather reagiert?
Im Gegensatz zum Wintersturm Uri (im Februar 2021) musste ERCOT diesmal keine Notfallmaßnahmen ergreifen. Das liegt vor allem daran, dass Uri hinsichtlich Temperatur, Niederschlag und Gesamtdauer deutlich schwerwiegender war.
Trotzdem sind Fortschritte bei der Widerstandsfähigkeit von ERCOT gegenüber extremen Wetterlagen erkennbar. Batteriespeichersysteme spielen dabei eine Schlüsselrolle – sie bieten Flexibilität, wenn sich die Bedingungen schnell ändern.
Batteriespeicher unterstützten den Netzbetrieb bei Engpasssituationen
An den kältesten Tagen von Heather, dem 15. und 16. Januar, leisteten Batteriespeicher einen bedeutenden Beitrag zu den Spitzenlasten. Diese Lastspitzen traten an beiden Morgen sowie am Abend des 16. Januar auf.
Am 16. Januar stellte insbesondere die Solarenergie einen neuen Rekord auf: Über 14 GW wurden eingespeist. Dies hielt die Preise im Tagesverlauf niedrig. Am Abend jedoch gingen diese 14 GW vom Netz, als die Sonne unterging.
Gleichzeitig stieg die Nachfrage, da die Temperaturen weiter fielen. Diese Kombination führte zu einem sprunghaften Anstieg der Echtzeitpreise. Der Bus-Durchschnittskurs von ERCOT erreichte während des Abrechnungsintervalls zwischen 18:15 und 18:30 Uhr 1.175 $/MWh.
Zu diesem Zeitpunkt setzte ERCOT auch seinen Contingency Reserve Service (ECRS) ein, um dem System zusätzliche Kapazität bereitzustellen. Dies erfolgte durch schnell reagierende Erzeugung wie Batteriespeicher, die innerhalb von weniger als zehn Minuten auf volle Leistung hochfahren können.
Am Abend des 16. Januar erreichten Batteriespeichersysteme eine maximale Nettoleistung von 1.202 MW. Auch bei anderen Preisspitzen reagierten die Batteriespeicher ähnlich auf die Lastanstiege – mit Maximalwerten von 1.095 MW (am Morgen des 15.) und 1.234 MW (am Morgen des 16.).
Batteriespeicher bieten Flexibilität bei kurzfristigen Engpässen
Bei signifikanten Lastanstiegen verfügt ERCOT oft über ausreichend Gesamtkapazität, um längere Zeiträume (über 30 Minuten) abzudecken. Es werden jedoch flexible Ressourcen benötigt, um schnell auf rasche Veränderungen bei Nachfrage und Angebot zu reagieren – wie Batteriespeichersysteme.
Als der Preisanstieg am Abend des 16. Januar eintrat, verfügte ERCOT über mehr als ausreichende Betriebsreserven – die minimale physikalisch verfügbare Kapazität lag bei 5.133 MW. Das sind fast 2.000 MW mehr als der typische Schwellenwert für potenzielle Notfälle: 3.200 MW.
Im Vergleich dazu hatte die Fünf-Minuten-Dispatch-Kapazität des ERCOT-Kraftwerksparks zwischen 18:45 und 19:00 Uhr am 16. Januar ein Minimum von 1.273 MW.
Diese kurzfristige Fähigkeit wird als High Dispatch Limit (HDL) aller Online-Erzeuger abzüglich der aktuellen Gesamterzeugung – also HDL-Gen – ausgedrückt.
Aufgrund der begrenzten verfügbaren Erzeugung musste die wirtschaftliche Steuerung auf Anbieter mit höheren Angebotspreisen zurückgreifen.
Der Vergleich von Gesamtsystemreserven und Fünf-Minuten-Reserven zeigt, dass Engpässe nur kurzfristig auftraten. Dadurch konnten schnell regelbare Anlagen wie Batteriespeicher helfen, diese kurzfristigen Engpässe zu beheben.
