Die Umfrage zeigt, dass Batteriespeichersysteme im National Electricity Market (NEM), der den größten Teil Australiens versorgt, eine wichtige Rolle bei der Bereitstellung frequenzgesteuerter Zusatzdienste (FCAS) für das NEM-Netz spielen.
Dies geht aus einem vierteljährlichen Umfragebericht des australischen Energiemarktbetreibers (AEMO) hervor. Die neueste Ausgabe des vierteljährlichen Energiedynamikberichts des australischen Energiemarktbetreibers (AEMO) deckt den Zeitraum vom 1. Januar bis 31. März 2022 ab und beleuchtet Entwicklungen, Statistiken und Trends, die den australischen nationalen Strommarkt (NEM) betreffen.
Zum ersten Mal überhaupt entfiel auf Batteriespeicher der größte Anteil der bereitgestellten Frequenzregelungsdienste, mit einem Marktanteil von 31 Prozent in acht verschiedenen Märkten für Frequenzregelungs-Nebendienstleistungen (FCAS) in Australien. Kohlekraftwerke und Wasserkraft teilen sich mit jeweils 21 Prozent den zweiten Platz.
Im ersten Quartal dieses Jahres wird der Nettoumsatz von Batteriespeichersystemen im australischen National Electricity Market (NEM) auf rund 12 Millionen australische Dollar (8,3 Millionen US-Dollar) geschätzt. Dies entspricht einem Anstieg um 200 Millionen australische Dollar gegenüber den 10 Millionen australischen Dollar im ersten Quartal 2021. Obwohl dies im Vergleich zum Umsatz des ersten Quartals des Vorjahres ein Rückgang ist, dürfte ein Vergleich mit dem Vorjahresquartal aufgrund der Saisonalität der Stromnachfrage fairer sein.
Gleichzeitig sanken die Kosten für die Frequenzregelung auf rund 43 Millionen australische Dollar. Das entspricht etwa einem Drittel der Kosten des zweiten, dritten und vierten Quartals 2021 und entspricht in etwa den Kosten des ersten Quartals 2021. Der Rückgang ist jedoch größtenteils auf Modernisierungen des Übertragungsnetzes in Queensland zurückzuführen, die während der geplanten Ausfälle des Bundesstaates in den ersten drei Quartalen zu höheren Preisen für Frequenzregelungs-Zusatzdienste (FCAS) führten.
Der australische Energiemarktbetreiber AEMO weist darauf hin, dass die Batteriespeicherung zwar den Spitzenplatz auf dem Markt für frequenzgesteuerte Zusatzdienste (FCAS) einnimmt, andere relativ neue Quellen der Frequenzregulierung wie Laststeuerung und virtuelle Kraftwerke (VPPs) jedoch ebenfalls beginnen, den Anteil der konventionellen Stromerzeugung zu schmälern.
Batteriespeicher dienen nicht nur der Speicherung von Strom, sondern auch der Stromerzeugung.
Die vielleicht wichtigste Erkenntnis für die Energiespeicherbranche besteht darin, dass der Umsatzanteil aus frequenzgesteuerten Zusatzdienstleistungen (FCAS) tatsächlich gleichzeitig mit den Einnahmen aus den Energiemärkten zurückgeht.
Frequenzgesteuerte Nebendienstleistungen (FCAS) waren in den letzten Jahren der größte Umsatzbringer für Batteriespeichersysteme, während Energieanwendungen wie Arbitrage weit zurücklagen. Laut Ben Cerini, Unternehmensberater beim Energiemarktforschungsunternehmen Cornwall Insight Australia, stammen etwa 80 bis 90 Prozent des Umsatzes von Batteriespeichersystemen aus frequenzgesteuerten Nebendienstleistungen (FCAS) und etwa 10 bis 20 Prozent aus dem Energiehandel.
Der australische Energiemarktbetreiber AEMO stellte jedoch im ersten Quartal 2022 fest, dass der Anteil der Batteriespeichersysteme am Gesamtumsatz auf dem Energiemarkt von 24 % im ersten Quartal 2021 auf 49 % gestiegen ist.
Mehrere neue groß angelegte Energiespeicherprojekte haben zu diesem Anteilswachstum beigetragen, wie etwa die 300 MW/450 MWh starke Victorian Big Battery in Victoria und das 50 MW/75 MWh starke Wallgrove-Batteriespeichersystem in Sydney, NSW.
Der australische Energiemarktbetreiber (AEMO) stellte fest, dass der Wert der kapazitätsgewichteten Energiearbitrage im Vergleich zum ersten Quartal 2021 von 18 A$/MWh auf 95 A$/MWh gestiegen ist.
Dies war vor allem auf die Leistung des Wasserkraftwerks Wivenhoe in Queensland zurückzuführen, das aufgrund der hohen Strompreisvolatilität im Bundesstaat im ersten Quartal 2021 höhere Einnahmen erzielte. Die Auslastung des Kraftwerks stieg im Vergleich zum ersten Quartal 2021 um 551 % und konnte zeitweise Einnahmen von über 300 australischen Dollar pro MWh erzielen. Allein drei Tage mit stark schwankenden Preisen brachten dem Kraftwerk 74 % seines Quartalsumsatzes ein.
Fundamentale Markttreiber deuten auf ein starkes Wachstum der Energiespeicherkapazität in Australien hin. Das erste neue Pumpspeicherkraftwerk des Landes seit fast 40 Jahren befindet sich im Bau, und weitere Pumpspeicherkraftwerke dürften folgen. Der Markt für Batteriespeicher dürfte jedoch schneller wachsen.
BatterieEnergiespeichersystem zum Ersatz von Kohlekraftwerken in NSW wurde genehmigt.
Der australische Energiemarktbetreiber AEMO erklärte, dass derzeit auf dem australischen National Electricity Market (NEM) Batteriespeichersysteme mit einer Leistung von 611 MW in Betrieb seien, für Batteriespeicherprojekte jedoch 26.790 MW geplant seien.
Eines davon ist das Eraring-Batteriespeicherprojekt in NSW, ein 700 MW/2.800 MWh-Batteriespeicherprojekt, das vom großen integrierten Energiehändler und -erzeuger Origin Energy vorgeschlagen wurde.
Das Projekt wird auf dem Gelände des 2.880 MW starken Kohlekraftwerks von Origin Energy errichtet, das das Unternehmen bis 2025 stilllegen möchte. Seine Rolle im lokalen Energiemix wird durch Batteriespeicher und ein virtuelles Kraftwerk mit 2 GW Leistung ersetzt, das auch Origins bestehendes Wärmekraftwerk umfasst.
Origin Energy weist darauf hin, dass in der sich entwickelnden Marktstruktur des australischen National Electricity Market (NEM) Kohlekraftwerke durch erneuerbare Energien, Energiespeichersysteme und andere modernere Technologien ersetzt werden.
Das Unternehmen hat bekannt gegeben, dass das Planungs- und Umweltministerium der Regierung von New South Wales die Pläne für sein Batteriespeicherprojekt genehmigt hat, das damit zum größten seiner Art in Australien wird.
Veröffentlichungszeit: 05.07.2022
