Die Echtzeit-Abrechnungspreise in ERCOT erreichten am 23. August einen Höchststand von 561 $/MWh und am 26. August 781 $/MWh. An beiden Abenden lagen die Preise im Real-Time Market (RTM) über mehrere Stunden im mittleren dreistelligen Bereich.

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Am selben Tag stieg der Day-Ahead Market (DAM) jedoch nie über 100 $/MWh.

Stattdessen lag der RTM an nahezu jedem Intervall an beiden Tagen über dem DAM, und am Abend sogar um mehrere Hundert Dollar.

Die beiden Abende hatten eine ähnliche Ausgangslage:

• mehr thermische Kapazität außer Betrieb als für den Sommer erwartet,
• Wind unter der Prognose für den Day-Ahead,
• und BESS mit niedrigem Ladezustand, bevor die teuerste Stunde begann.

Einige wichtige Unterschiede zwischen den beiden Tagen waren:

• ein Anstieg der thermischen Ausfälle zwischen DAM-Abrechnung und RTM-Betrieb am 23.,
• eine größere Windprognose-Abweichung am 23., aber insgesamt geringere Windproduktion am 26.,
• und starke Netzengpässe, die am 26. zu Preisunterschieden zwischen den Zonen führten.

Wichtige Erkenntnisse

• RTM-Preise erreichten am 23. August 561 $/MWh und am 26. August 781 $/MWh – beide Male nachdem die BESS-Entladung bereits ihren Höhepunkt erreicht hatte.
• Thermische Ausfälle waren an beiden Tagen hoch: durchschnittlich 10,8 GW am Abend des 23. und 8,7 GW am 26., verglichen mit einer 90. Perzentil-Erwartung von 8,5 GW für August.
• Am 23. stiegen die thermischen Ausfälle nach DAM-Schluss um 2,9 GW, und der Wind lag zur Spitzenstunde 41,8 % unter der Prognose.
• Am 26. war der Wind bereits mittags unter 2 GW, die Spitzenlast erreichte 74,6 GW, und Batterien hatten bis Mittag 9,9 GWh entladen (gegenüber einem Durchschnitt von 2,4 GWh).
• Am 26. war das Netz deutlich stärker von Engpässen betroffen: 480 von 1.047 Netzknoten lagen 50 $/MWh über dem Hub, am 23. waren es nur 65.

Was an beiden Tagen gleich war

Thermische Ausfälle waren bereits vor Beginn der Abende hoch. Die außer Betrieb befindliche, steuerbare Kapazität lag im Schnitt bei 10,8 GW am 23. und 8,7 GW am 26. August. Laut Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA) liegt die 90. Perzentil-Erwartung für August bei 8,5 GW.

An beiden Tagen blieb die Windproduktion unter der Prognose und lieferte am Abend jeweils mehr als 2,5 GW weniger als beim DAM-Clearing prognostiziert.

Die DAM-Prognose für die Nachfrage war fast exakt, lag aber an beiden Tagen nahe am Allzeithoch – ein weiteres Zeichen für das Lastwachstum im ERCOT-Netz im vergangenen Jahr.

An beiden Tagen lag die Spitzenlast bei etwa 90 GW, im Einklang mit dem Rest der Woche.

Diese Kombination führte zu erhöhten Echtzeitpreisen und damit zu einer überdurchschnittlichen BESS-Entladung am frühen Abend.

An beiden Tagen lag der RTM-Preishöchststand nach dem Höhepunkt der BESS-Entladung: Am 23. um 19:50 Uhr (Entladung) bzw. 21:00 Uhr (Preis), am 26. um 20:05 Uhr (Entladung) bzw. 22:15 Uhr (Preis).

Mit sinkendem Ladezustand am Abend verschob sich das wirtschaftliche Dispatch weiter nach oben im Angebotsstapel.

Was am 23. August besonders war

Die Ausfälle stiegen von hoch auf extrem: Beim DAM-Schluss waren 7.958 MW steuerbare Kapazität für den Abend des 23. außer Betrieb erwartet. Bis zum Echtzeitbetrieb am folgenden Abend stieg dieser Wert auf 11.003 MW.

Diese zusätzlichen 2,9 GW wurden im DAM nicht eingepreist. Damit lag der Abend nur 700 MW unter dem Worst-Case-Szenario von 11,7 GW thermischer Ausfälle, das ERCOT modelliert.

Auch die Windproduktion lag deutlich unter der Annahme beim DAM-Clearing: Um 20:00 Uhr, als die Nettolast gerade über 75 GW lag, betrug die gesamte Windproduktion 8,6 GW – 41,8 % weniger als die Prognose von 14,8 GW.

Was am 26. August besonders war

Zwischen dem 19. und 23. August lag der durchschnittliche Wind bei 11,4 GW. Am 23. waren es 9,8 GW.

Am 26. lag der Durchschnitt jedoch bei nur 5,8 GW – etwa die Hälfte des Wochenwerts – und erreichte am frühen Nachmittag einen Tiefstand von 1,2 GW. Auch zur Spitzenstunde lag der Wind 2,3 GW unter der Prognose, ähnlich wie am 23.

Dieses extrem niedrige Windaufkommen führte zur höchsten Nettolast des Monats mit fast 76 GW.

Ein weiterer wesentlicher Unterschied war der Mangel an gespeicherter Energie in den Batterien.

Wie im BESS-Entladediagramm zu sehen, gab es am Morgen des 26. einen Ausreißer, den es am 23. nicht gab: Die Batterien entluden bis Mittag 9,9 GWh, verglichen mit einem Zweiwochen-Durchschnitt von 2,4 GWh, um auf ein morgendliches Engpassereignis in Südtexas zu reagieren.

Ein Großteil dieser entladenen Energie wurde tagsüber nicht wiederhergestellt. Die RTM-Preise lagen mittags im Schnitt bei 48 $/MWh (gegenüber 22 $/MWh im Zweiwochenmittel), während der DAM-Preis meist zwischen 20 und 20 $/MWh lag.

Viele Batterien zögerten daher, bei den erhöhten Echtzeitpreisen zu laden, sodass der gesamte Energiespeicher über alle BESS hinweg unter dem typischen Wert von 25 GWh lag, der an den meisten Betriebstagen dieses Sommers beobachtet wurde.

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Engpässe traten im RTM auf, nicht im DAM

Im Real-Time Market stiegen an elf verschiedenen Übertragungsengpässen die Schattenpreise am 23. über 1.000 $/MWh, am 26. sogar an achtzehn. Im DAM war dies an beiden Tagen jeweils nur bei einem Engpass der Fall, wodurch sich die Preisunterschiede zwischen den Zonen auf weniger als 50 $/MWh beschränkten.

Am 26. erreichte die Preisdifferenz zwischen den Lastzonen South und West in den Abendstunden bis zu 300 $/MWh.