Das Minimum der Systemlast wird für die AEMO zunehmend zu einer betrieblichen Herausforderung, da das Netz auf hohe Anteile erneuerbarer Energien umgestellt wird. Besonders Photovoltaik auf Hausdächern treibt die operative Nachfrage auf Rekordtiefs, teilweise sogar in den negativen Bereich, wodurch weniger synchrone Erzeugung verfügbar ist, um wichtige Stabilitätsdienste zu erbringen. Wenn das System zu stark auf leistungselektronisch gekoppelte Ressourcen setzt, steigt die Anfälligkeit für Spannungs- und Frequenzschwankungen.
Um dem entgegenzuwirken, setzt die AEMO auf verschiedene Vorsichtsmaßnahmen, darunter auch Eingriffe außerhalb des regulären Strommarkts. Dadurch soll das System in Zeiten geringer Nachfrage sicher betrieben werden. Dies hat Auswirkungen darauf, wie Batteriespeicher betrieben werden und wie sie Einnahmen erzielen.
Dieser Artikel erklärt, was das Minimum der Systemlast ist, wie die AEMO damit umgeht, zeigt aktuelle Beispiele aus dem NEM und erläutert, was dies für die Leistung und Kosten von Batteriespeichern bedeutet.
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Was ist das Minimum der Systemlast?
Minimum System Load (MSL) tritt auf, wenn die operative Nachfrage – also die Gesamtnachfrage abzüglich dezentraler Erzeugung – so stark sinkt, dass die Systemsicherheit gefährdet ist. Mildes Wetter, hohe PV-Erzeugung auf Dächern und niedriger Tagesverbrauch begünstigen diese Situationen. In solchen Zeiten stehen möglicherweise nicht genug synchrone Erzeuger zur Verfügung, um wichtige Dienste wie Trägheit, Frequenz- oder Spannungsregelung bereitzustellen. Die AEMO muss dann mit außerbörslichen Maßnahmen eingreifen, um das Netz stabil zu halten und das System vor Störungen oder Ausfällen zu schützen.
AEMO steuert drei Stufen der Mindest-Systemlast
Wenn die operative Nachfrage die Mindest-Systemlast erreicht, nutzt die AEMO gezielte Maßnahmen, um Spannung, Frequenz und Systemstärke innerhalb sicherer Grenzen zu halten. Die konkreten Maßnahmen unterscheiden sich je nach Region, Wetterlage, PV-Erzeugung und verfügbarer flexibler Last.
Jede MSL-Stufe entspricht einem prognostizierten Nachfrageschwellenwert, den die AEMO für jede Region berechnet – je nachdem, wie stark die Nachfrage sinken kann, bevor die Systemsicherheit gefährdet ist. Diese Schwellenwerte geben der AEMO einen strukturierten Rahmen, um zu entscheiden, wann eingegriffen werden muss, wenn die Nachfrage sinkt und das Netz schwieriger zu stabilisieren ist.
Hohe PV-Einspeisung und begrenzte Netzanbindung machen Südaustralien am anfälligsten
Südaustralien ist die am stärksten exponierte Region gegenüber dem Minimum der Systemlast, da die zugrunde liegende Nachfrage im Verhältnis zum Erzeugungsmix gering ist.
Südaustralien verfügt zudem über wenige synchrone Erzeuger und ist stark auf zwei Verbindungsleitungen zu den Oststaaten zur Systemunterstützung angewiesen. Wenn eine dieser Leitungen eingeschränkt ist, sinkt die synchrone Unterstützung, was das Risiko von Mindest-Systemlast-Bedingungen erhöht.
Seit Anfang 2025 hat Südaustralien 112 Stunden mit negativer operativer Nachfrage verzeichnet. Dies tritt auf, wenn die lokale Erzeugung die zugrunde liegende Nachfrage übersteigt, geplante Einheiten vom Netz genommen werden und die Zahl der thermischen Erzeuger, die normalerweise wichtige Systemdienste bereitstellen, begrenzt wird.
Solche Bedingungen treten am häufigsten im Frühling auf, wenn milde Temperaturen die Nachfrage dämpfen.
Batterien verlieren Einnahmen durch heutige Mindest-Systemlast-Maßnahmen
Fällt die operative Nachfrage unter die Mindest-Systemlast-Schwellenwerte, muss die AEMO außerbörsliche Maßnahmen ergreifen, um die Systemsicherheit zu gewährleisten. Oft wird dabei einer Anlage eine bestimmte Fahrweise vorgegeben, wodurch sie nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden kann. Gibt es große Preisunterschiede zwischen dem vorgegebenen und dem wirtschaftlichen Fahrplan, können die Einnahmeverluste erheblich sein.
Am 11., 12. und 15. November 2025 wies die AEMO Torrens Island an, für das Management der Mindest-Systemlast bestimmte Fahrpläne einzuhalten. Dies war das erste Mal, dass dies für eine Batterie angeordnet wurde.
Da das Laden am 11. November von 7:30 bis 15:00 Uhr und am 12. November von 7:00 bis 14:30 Uhr untersagt war, verpasste Torrens Island an beiden Tagen die günstigsten 1-Stunden-Ladefenster. Dies führte zu 5.354 $ bzw. 3.876 $ an entgangenen Einnahmen.
Nach den National Electricity Rules kann Torrens Island entschädigungsberechtigt sein, wenn der Fahrplan durch außerbörsliche Eingriffe verändert wird. Die Formel für die Entschädigung lautet:
Entschädigung = Referenzpreis × Direktmenge
Dabei gilt:
- Referenzpreis = der 90%-Perzentil-Preis der vergangenen 12 Monate für die jeweilige Region
- Direktmenge = die Differenz in der Energie (MWh) der Einheit mit gegenüber ohne Anweisung über die Handelsintervalle hinweg
Für diese Ereignisse deutet die Formel darauf hin, dass Torrens Island bis zu 37.895 $ bzw. 28.091 $ erhalten könnte. Das liegt deutlich über den tatsächlichen finanziellen Verlusten. Allerdings ist eine Entschädigung nicht garantiert und die Bewertung kann schwer vorhersehbar sein.
Wie wird sich dies in Zukunft ändern?
Das derzeitige Entschädigungsmodell wurde für klassische Erzeuger entwickelt und ist schwer auf Speicher anwendbar. Es zahlt auf Basis eines Referenzpreises statt Spotpreisen, was zu Ergebnissen führen kann, die nicht immer den tatsächlichen finanziellen Verlust widerspiegeln. Im November hätte die Formel eine deutlich höhere Zahlung als den tatsächlichen Handelsverlust ergeben.
Sowohl AEMO als auch AEMC haben Bereiche aufgezeigt, in denen mehr Klarheit für Speicher wünschenswert wäre, da diese eine größere Rolle spielen werden.
Aktuelle Diskussionen konzentrieren sich auf:
- eine bessere Berücksichtigung preisgetriebener Effekte für Speicher,
- die Verbesserung der Gegenüberstellungsmodellierung für bidirektionale Einheiten und
- die Zusatzentschädigung konsistenter und vorhersehbarer zu gestalten.
Bislang wurden keine Regeländerungen eingeführt, aber Reformen gelten als wahrscheinlich, da Batterien künftig eine größere Rolle im Systembetrieb übernehmen.
Auch Südaustraliens Anfälligkeit für Mindest-Systemlast dürfte langfristig abnehmen. Mit dem Ausbau von Project EnergyConnect Stage 2 und der stärkeren Netzanbindung an New South Wales wird Südaustralien besser unterstützt und das Risiko einer Insellage sinkt. Dadurch werden Mindest-Systemlast-Ereignisse seltener und die Auswirkungen auf Batterien verringern sich.
