Zuverlässigkeit in der Nebensaison ist bei ERCOT und anderen ISOs ein wachsendes Problem: Aurora Energy Research

• Stromerzeuger und Großkunden sollten sich flexibler verhalten, da die steigende Stromnachfrage das Risiko von Lastabwürfen – Unterbrechungen der Stromversorgung – im Frühjahr und Herbst erhöht, erklärte Aurora Energy Research in einem Bericht vom 6. Juni .
• Der Electric Reliability Council of Texas könnte laut einem Modell, das auf früheren Ausfällen von Wärmegeneratoren basiert, bis 2030 mit Lastabwürfen in der Nebensaison rechnen, heißt es in dem Bericht. Bis 2035 werde ein Rampenbedarf von mindestens 10 GW für 16 Prozent der Stunden bestehen. Dies unterstreiche die Notwendigkeit flexibler Ressourcen, um auf plötzliche Nachfrageschwankungen reagieren zu können, heißt es.
• Batterien und Gas-Spitzenlastkraftwerke sorgten für entscheidende Flexibilität auf der Erzeugungsseite, während die Flexibilität von Rechenzentren und anderen großen Lasten Lastabwürfe verhindern und bis 2030 10 GW neue Erzeugungskapazität vermeiden könne, sagte Aurora.

Auroras Modellierung in ERCOT, der PJM Interconnection und anderen ISOs zeigt, dass die historisch ereignislosen Nebensaisons aufgrund der alternden Infrastruktur und der immer unbeständigeren Wetterbedingungen für die Netzbetreiber zunehmend Anlass zu Bedenken hinsichtlich der Zuverlässigkeit geben.

Ein Lastabwurf am 25. Mai, von dem fast 100.000 Kunden in New Orleans betroffen waren, verdeutlicht das Risiko, sagte Aurora.

Zwei Kernkraftwerke in Louisiana mit einer Gesamtleistung von mehr als zwei Gigawatt fielen während des Ereignisses aus, eines davon unerwartet aufgrund eines Problems mit dem Kühlsystem. Gleichzeitig war eine wichtige 500-kV-Übertragungsleitung für New Orleans außer Betrieb, da sie Anfang März durch einen Tornado beschädigt worden war. Andere Leitungen in der Region waren überlastet, da die Nachfrage aufgrund des für die Jahreszeit ungewöhnlich heißen Wetters sprunghaft anstieg.

Etwa 70 Prozent der 6,3 Gigawatt Stromausfälle, die zu dem Ereignis beitrugen, waren ungeplant. Flexible Ressourcen wie Batterien hätten einen Teil des Defizits ausgleichen können, erklärten Vertreter des Midcontinent Independent System Operator am 3. Juni vor dem Stadtrat von New Orleans .

Bestehende Kapazitätsakkreditierungsansätze erfassen das Risiko von Ausfallzeiten in der Nebensaison möglicherweise nicht ausreichend, so Aurora. So waren beispielsweise während des Wintersturms Elliott – einem Ereignis im Jahr 2022, das laut Aurora typisch für Netzausfälle in der Hochsaison ist – in PJM nicht mehr als 10 % der akkreditierten Wärmeerzeugungskapazität nicht verfügbar. Im Gegensatz dazu waren in ERCOT während eines Ausfalls im Mai 2024 laut Aurora 37 % der akkreditierten Kohlekapazität und 27 % der akkreditierten Kernenergiekapazität offline.

Während des ERCOT-Ereignisses im Mai 2024 entluden netzbasierte Batterien 2,2 GW und flexible Ressourcen insgesamt 9,1 GW, was zur Abmilderung der Auswirkungen beitrug, sagte Aurora.

Diese Beiträge erfolgten inmitten eines Rekordtempos bei der Batteriebereitstellung in ERCOT. Eine Analyse der American Clean Power Association vom Dezember ergab, dass die rund 5 GW an Batterien, die die Region zwischen den Sommern 2023 und 2024 hinzufügte, die Systemzuverlässigkeit dramatisch verbesserten und gleichzeitig mindestens 750 Millionen US-Dollar an Stromkosten für die Verbraucher einsparten.

Flexible Ressourcen werden immer wichtiger, da die Anforderungen an die Hochlaufleistung und die Gesamtlast bis zum Ende des Jahrzehnts steigen, so Aurora. Die Modelle deuten darauf hin, dass Rechenzentren den größten Beitrag zu einem erwarteten Anstieg der durchschnittlichen stündlichen Frühjahrslast in ERCOT um 63 % bis 2030 leisten werden.

Während die Rechenzentrumskapazität in ERCOT voraussichtlich von 4 GW in diesem Jahr auf 35 GW im Jahr 2030 steigen wird, können laut Aurora bis zu 50 % dieser Kapazität ein gewisses Maß an Zuverlässigkeit im Notfall gewährleisten. Aurora prognostizierte, dass 20 % der gesamten erwarteten Rechenzentrumskapazität direkt vom Preis abhängen werden. Das bedeutet, dass die Betreiber von Rechenzentren bei nachfragebedingten Preisspitzen freiwillig Notstromaggregate einsetzen oder die Nachfrage verlagern können, während 30 % auf Anforderung des Systembetreibers abgeschaltet werden können.

Der texanische Landtag verabschiedete dieses Jahr ein wegweisendes Gesetz , das ERCOT mehr Kontrolle über die Energietransaktionen von Rechenzentren gibt, einschließlich der Befugnis, die Stromversorgung bei Netzausfällen zu unterbrechen. Der Gesetzentwurf SB 6 „könnte zum Vorbild für den Rest des Landes werden“, sagte der republikanische Senator Phil King letzten Monat gegenüber der Texas Tribune.

Trotz des wachsenden Bedarfs an Netzflexibilität werden die Beiträge der Rechenzentren zur Flexibilität moderat bleiben, so Auroras Bericht. Selbst bis 2030 müssten Rechenzentren während etwa fünf Prozent der Stunden im Jahr weniger als 0,5 Prozent ihrer Gesamtkapazität flexibel nutzen, wobei die durchschnittliche Dauer der Ereignisse fünf bis zehn Stunden betragen würde, so Aurora.