​Die Realzeit-Abrechnungspreise in ERCOT erreichten am 23. August einen Höchststand von 561 $/MWh und am 26. August 781 $/MWh. An beiden Abenden lagen die Preise auf dem Realzeitmarkt (RTM) über mehrere Stunden hinweg im mittleren dreistelligen Bereich.

Am selben Tag überschritt der Day-Ahead-Markt (DAM) jedoch nie die Marke von 100 $/MWh.

​Stattdessen lag der RTM an nahezu jedem Intervall beider Tage deutlich über dem DAM, teils mit mehreren hundert Dollar Differenz während der Abendspitze.

​Beide Abende wiesen eine ähnliche Ausgangslage auf:

• Mehr thermische Kapazität war außer Betrieb als für die Sommer-Spitze erwartet,
• die Windenergie blieb unter der Prognose für den Day-Ahead,
• und die BESS-Speicher waren bereits vor der teuersten Stunde nahezu leer.

Einige wichtige Unterschiede zwischen den beiden Tagen waren:

• Ein Anstieg der thermischen Kraftwerksausfälle zwischen DAM-Abrechnung und RTM-Betrieb am 23.,
• eine größere Windprognoseabweichung am 23., jedoch insgesamt weniger Windstrom am 26.,
• und starke Überlastungen im Übertragungsnetz, die am 26. zu deutlichen Preisunterschieden zwischen den Zonen führten.

Wichtige Erkenntnisse

• ​Die RTM-Preise erreichten am 23. August 561 $/MWh und am 26. August 781 $/MWh, jeweils nachdem die BESS-Entladung bereits ihren Höchststand erreicht hatte.
• Thermische Ausfälle waren an beiden Tagen erhöht, mit durchschnittlich 10,8 GW am Abend des 23. und 8,7 GW am 26., gegenüber einer 90. Perzentil-Erwartung von 8,5 GW im August.
• Am 23. stiegen die Ausfälle spät an: Thermische Ausfälle erhöhten sich nach DAM-Schluss um 2,9 GW, und die Windproduktion lag zur Spitzenstunde 41,8 % unter der Prognose.
• Am 26. begann der Tag mit wenig Wind: Mittags fiel der Wind unter 2 GW, die Netto-Last erreichte 74,6 GW, und Batterien hatten vor Mittag bereits 9,9 GWh entladen, verglichen mit einem Durchschnitt von 2,4 GWh.
• Die Netzüberlastung betraf am 26. deutlich mehr Knoten: 480 von 1.047 Knoten lagen mindestens 50 $/MWh über dem Hub, am 23. waren es nur 65.

​Was an beiden Tagen konstant war

​Thermische Ausfälle waren bereits vor Beginn der Abende hoch. Die durchschnittlich außer Betrieb befindliche, regelbare Kapazität lag am 23. bei 10,8 GW und am 26. bei 8,7 GW. Laut dem Monthly Outlook for Resource Adequacy (MORA) erwartet ERCOT für August einen Wert im 90. Perzentil von 8,5 GW.

An beiden Tagen blieb die Windproduktion unter der Prognose und lag während der Abendspitze jeweils mehr als 2,5 GW unter dem zum Zeitpunkt der DAM-Abrechnung erwarteten Wert.

Die DAM-Prognose für die Nachfrage war nahezu exakt, lag aber an beiden Tagen nahe am Allzeithoch und unterstreicht das Lastwachstum im ERCOT-Netz im vergangenen Jahr.

An beiden Tagen lag die Spitzenlast bei rund 90 GW, ähnlich wie im Rest der Woche.

Diese Kombination führte zu erhöhten Realzeitpreisen und sorgte für überdurchschnittliche BESS-Entladungen am frühen Abend.

An beiden Tagen erreichte der RTM-Preishöchststand jeweils nach dem Höhepunkt der BESS-Entladung. Die Entladung erreichte am 23. um 19:50 Uhr ihr Maximum, die Preise ihren Höchststand um 21:00 Uhr. Am 26. lag die Entladungsspitze bei 20:05 Uhr, die Preise bei 22:15 Uhr.

​Mit sinkendem Ladezustand der Speicher im Verlauf des Abends bewegte sich die wirtschaftliche Einsatzplanung weiter nach oben im Angebotsstapel.

Was am 23. August einzigartig war

​Die Ausfälle stiegen von hoch auf extrem: Beim DAM-Schluss wurden für den Abend des 23. August 7.958 MW regelbare Kapazität als außer Betrieb erwartet. Bis zum Echtzeitbetrieb am Folgetag stieg dieser Wert auf einen Höchststand von 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 den Annahmen zur DAM-Abrechnung. Um 20:00 Uhr, als die Netto-Last mit über 75 GW ihren Höhepunkt erreichte, lag die Windproduktion bei 8,6 GW – 41,8 % unter der Prognose von 14,8 GW.

Was am 26. August einzigartig war

Zwischen dem 19. und 23. August lag die durchschnittliche Windproduktion abends bei 11,4 GW. Am 23. lag sie bei 9,8 GW.

Am 26. lag sie jedoch bei nur 5,8 GW, etwa die Hälfte des Wochenwerts, und sank am frühen Nachmittag auf 1,2 GW. Auch zur Spitzenstunde lag der Wind 2,3 GW unter der Prognose, ähnlich wie am 23.

Dieses extrem niedrige Windniveau führte zur höchsten Netto-Last des Monats mit fast 76 GW.

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

Ein Blick auf das BESS-Entladediagramm aus dem vorherigen Abschnitt zeigt, dass der Morgen des 26. einen Ausschlag aufweist, den es am 23. nicht gab. Vor Mittag entluden die Batterien 9,9 GWh, verglichen mit einem Zweiwochen-Durchschnitt von 2,4 GWh, ausgelöst durch ein morgendliches Engpassereignis in Südtexas.

Ein Großteil dieser entladenen Energie wurde im Tagesverlauf nicht wieder aufgeladen. Die RTM-Preise lagen mittags im Schnitt bei 48 $/MWh, verglichen mit 22 $/MWh im Zweiwochenmittel und einem DAM-Preis meist zwischen 20 und 20 $/MWh.

Viele Batterien waren daher zurückhaltend beim Laden zu erhöhten Realzeitpreisen, sodass der insgesamt gespeicherte Energieinhalt aller BESS unter den typischen 25 GWh lag, die an den meisten Betriebstagen dieses Sommers beobachtet wurden.

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​Engpässe traten im RTM, nicht im DAM auf

Im Realzeitmarkt stiegen an elf verschiedenen Übertragungsengpässen die Schattenpreise am 23. August über 1.000 $/MWh, am 26. waren es sogar achtzehn Engpässe. Im DAM war es an beiden Tagen jeweils nur ein Engpass, was dazu beitrug, dass die Preisunterschiede zwischen den Zonen auf unter 50 $/MWh begrenzt blieben.

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