Durch die 60-tägige Verzögerung bei der Veröffentlichung von Marktdaten durch ERCOT ist es schwierig, stets über die Einnahmen aus Batteriespeichern informiert zu bleiben. Dennoch gibt es Möglichkeiten, aktuelle Chancen für Batteriespeicher zu beurteilen.

In unseren neuen wöchentlichen Berichten können Sie Folgendes verfolgen:

• Die Netzbedingungen der vergangenen Woche – und die physische Reaktion der Batteriespeicher.
• Preise in ERCOTs Day-Ahead-, Real-Time- und Ancillary-Service-Märkten.
• Sowie die verfügbaren Energiearbitrage-Spannen.

Außerdem erhalten Benchmarking Pro ERCOT-Abonnenten Einblick in:

• Geschätzte Batteriespeicher-Einnahmen der vergangenen Woche (8. bis 14. April).
• Ein Update zum Sättigungsgrad der Ancillary Services.
• Und eine Übersicht über die letzte vollständige Woche mit veröffentlichten Einnahmedaten von vor 60 Tagen (8. bis 14. Februar), um Trends und Muster in der Batteriestrategie zu erkennen.

Wie sahen die Netzbedingungen bei ERCOT in der letzten Woche aus?

Die Real-Time-Preise stiegen während der Sonnenfinsternis am 8. April sowie während der Abendspitze am 11. April deutlich an.

Der Netto-Output der Batteriespeicher überstieg im Wochenverlauf an vier Tagen die Marke von 1 GW. Das trug dazu bei, das Netz in entscheidenden Momenten stabil zu halten.

Der Preisanstieg am 11. April war auf einen starken Rückgang der verfügbaren Kapazität zurückzuführen.

Wir befinden uns weiterhin deutlich in der Wartungssaison – im Schnitt gab es über die Woche hinweg rund 26 GW an thermischen Kraftwerksausfällen.

Wie haben sich all diese Faktoren letzte Woche auf die Preise ausgewirkt?

Die Real-Time-Preise blieben in allen Regionen vergangene Woche relativ stabil. Die größte Abweichung gab es am Morgen des 11. April. Im Panhandle Hub traten mehrfach negative Preisphasen auf.

Wie zu erwarten, folgten die Preise für Ancillary Services einem ähnlichen Muster über die Woche hinweg.

Welche Arbitragespannen waren für Batteriespeicher verfügbar?

Auch bei den Day-Ahead-Preisen gab es nur geringe regionale Unterschiede. Die Spannen zwischen Day-Ahead- und Real-Time-Bus-Durchschnittspreisen während der beiden Spitzen (Sonnenfinsternis am 8.; Abendspitze am 11.) lagen bei 373 $/MWh bzw. 268 $/MWh. Dies bietet Batterien die Möglichkeit, in den Day-Ahead- und Real-Time-Märkten über nicht-physische Transaktionen aggressiv zu agieren.

Betrachtet man nur den Day-Ahead-Markt, so lagen die durchschnittlichen Spannen bei 84 $/MWh über die Woche hinweg.

Und die Real-Time-Spannen lagen im Schnitt bei 107 $/MWh.

Wie könnten die Einnahmen aus Batteriespeichern in der letzten Woche ausgesehen haben?

Anhand der verfügbaren Preise und des tatsächlichen physischen Outputs der Batteriespeicher können wir eine indikative Schätzung der Einnahmen abgeben.