Am Mittwochabend, dem 8. Juli, erreichte der Strompreis in Victoria $19.070/MWh und lag damit nur knapp unter dem Marktpreisdeckel von $20.300/MWh. Südaustralien folgte dicht dahinter mit einem Spitzenwert von $16.971/MWh.

Der Preissprung erfolgte, als eine Rekordnachfrage im Winter mit einem Rückgang der Windstromerzeugung auf 10 % des Normalwerts zusammenfiel. Gas-, Kohle- und Wasserkraftwerke sprangen ein, um die Lücke zu füllen, während Batterien nur einen Bruchteil des Defizits abdecken konnten.

Das hochgradig erneuerbare Netz Südaustraliens ist bekannt für seine Sensibilität gegenüber hoher Nachfrage und schwachen Windbedingungen. Victoria zeigt zunehmend ähnliche Eigenschaften. Gemeinsam sind die südlichen Bundesstaaten stärker wetterbedingten Preisschwankungen ausgesetzt, während New South Wales und Queensland dank ihres Erzeugungsmixes und milderer Winterbedingungen relativ geschützt bleiben.

Dieser Artikel erklärt, was das Preishoch am 8. Juli ausgelöst hat, wie Batterien darauf reagierten und warum Victoria und Südaustralien immer häufiger von solchen extremen Preisausschlägen betroffen sind.

Zusammenfassung

• Der durchschnittliche Tagespreis in Victoria lag am Mittwoch, 8. Juli, bei $359/MWh, mit einem abendlichen Spitzenwert von $19.070/MWh. Südaustralien erreichte im Schnitt $336 und einen Höchstwert von $16.971.
• Die abendliche Nachfrage in Victoria lag 26 % über dem Quartalsdurchschnitt, während die Windstromerzeugung um 94 % unter dem Normalwert lag. Südaustralien konnte keine Entlastung bieten: Die Nachfrage lag 9 % über dem Durchschnitt, die Windstromerzeugung 81 % unter dem Referenzwert.
• Die Vorabprognose signalisierte den Preissprung eine Stunde im Voraus, was dazu führte, dass einige Batterien bereits vor dem Preishoch entladen wurden.
• Batterien in Victoria erzielten an nur einem Tag Einnahmen im Wert von 17 Durchschnittstagen. In Südaustralien lag der Tagesumsatz am 8. Juli beim Zehnfachen des Durchschnitts.
• Wetterbedingte Volatilität wird für die Einnahmen von Batterien immer wichtiger. Während Standardspannen schrumpfen, machen extreme Systemereignisse einen immer größeren Anteil des Batterieertrags aus – insbesondere in Victoria und Südaustralien.

Windkraft lief auf 10 % des Normalwerts, während die Heiznachfrage stieg

Ein langsam ziehendes Hochdruckgebiet brachte kalte Temperaturen, Nebel und außergewöhnlich schwachen Wind nach Südostaustralien. Diese Kombination trieb die Heiznachfrage nach oben und drückte gleichzeitig sowohl die Wind- als auch die Solarstromerzeugung.

Victoria verzeichnete am 7. Juli eine Winterspitzenlast von rund 9 GW. Obwohl die Nachfrage am 8. Juli leicht zurückging, blieb sie abends über 8 GW – etwa 26 % über dem Quartalsdurchschnitt. Gleichzeitig brach die Windstromerzeugung auf nur 6 % ihres normalen Abendwerts ein.

Der Stromimport verband die beiden Bundesstaaten miteinander. Victoria importierte den ganzen Abend über rund 1 GW, wobei Südaustralien einen Teil der Energie lieferte. Allerdings war die Windstromerzeugung in Südaustralien selbst auf ein Fünftel des Normalwerts gesunken. Daher stieg die Gaserzeugung auf über 1,9 GW, um sowohl die lokale Nachfrage als auch die Exporte nach Victoria zu bedienen.

Infolgedessen waren beide Regionen auf denselben begrenzten Pool flexibler Gaskraftwerke angewiesen, was zu gleichzeitigen Preisspitzen führte.

Dies war kein Einzelfall. Es markierte den Tiefpunkt einer einwöchigen Windflaute, deren Ende die östlichen Bundesstaaten für Freitag und Samstag erwarteten.

Batterien wurden gegen Preissignale eingesetzt, die eine Stunde zu früh kamen

Batterien folgten ihrem üblichen Tagesmuster: Sie luden sich mittags bei reichlich Solarstrom auf und entluden sich zum abendlichen Peak. Bei diesem Ereignis war jedoch präzises Timing entscheidend.

Der Preissprung dauerte nur ein einziges halbstündiges Handelsintervall. Batterien, die um 19:00 Uhr noch geladen waren, konnten den Großteil des Wertes abschöpfen, während jene, die früher entluden, die Chance weitgehend verpassten.

Die frühzeitig eingesetzten Batterien folgten im Wesentlichen der Vorabprognose. Während des Großteils des 8. Juli erwartete die Pre-Dispatch-Prognose der AEMO Abendpreise zwischen $250/MWh und $700/MWh. Als die Prognosen schließlich stiegen, sagten sie den Peak etwa eine Stunde zu früh voraus.

Die Batterieeinsätze folgten diesen Signalen: Mehrere Batterien entluden sich zwischen 16:00 und 17:00 Uhr, sodass zum Preissprung um 19:00 Uhr nur noch wenig Energie verfügbar war. Wer wartete, konnte den Großteil des Wertes abschöpfen.

Warum Victoria und Südaustralien stärker von Preisspitzen betroffen sind

Windkraft macht in Südaustralien und Victoria einen größeren Anteil der Stromversorgung aus als in New South Wales und Queensland. Sinkt der Windanteil, steigen die Preise im Süden stark an, während New South Wales kaum betroffen ist und Queensland nahezu stabil bleibt.

Die Vernetzung verstärkt diese Anfälligkeit zusätzlich. Mit dem Ausbau der Übertragungskapazität zwischen Victoria und Südaustralien steigt das Risiko, dass beide Regionen bei gleichzeitigem Windmangel und hoher Nachfrage betroffen sind.

Auch der Erzeugungsmix spielt eine Rolle. Sobald der Wind ausbleibt, setzen teurere Gas- und Wasserkraftwerke häufiger den Marktpreis als Kohlekraftwerke – das führt zu deutlich stärkeren Preisspitzen.

Worauf Sie jetzt achten sollten

Die Preisspannen verengen sich weiter, da die Batteriekapazität im NEM wächst – wetterbedingte Volatilität wird zu einer immer wichtigeren Einnahmequelle.

Victoria und Südaustralien werden solche Ereignisse voraussichtlich häufiger erleben als die nördlichen Bundesstaaten. Ihre stärkere Abhängigkeit von Windkraft, kältere Winter und kleinere Kohleflotten machen sie besonders anfällig für längere Windflauten.

Für Südaustralien und Victoria wird ein Anstieg der Windstromerzeugung ab Freitag und übers Wochenende prognostiziert. Während New South Wales und Queensland noch das Ende der Windflaute erleben, sollte ihr breiterer Erzeugungsmix die Auswirkungen auf die Strompreise abmildern.