ABSVD verhindert, dass für die im Rahmen von Ausgleichsdienstleistungen eingesetzte Energie Ausgleichsgebühren anfallen. Allerdings wird es derzeit nur auf etwa die Hälfte des Batteriespeicher-Bestands angewendet, was zu einigen unbeabsichtigten Folgen führt.

In diesem Artikel beleuchten wir, was genau passiert und wie sich das auf den Markt für Frequenzregelungsdienste auswirkt.

Spoiler-Alarm

• ABSVD wird derzeit nur auf primär BM-registrierte Anlagen angewendet, die Frequenzregelung anbieten.
• Dies kehrt im Wesentlichen die Kosten für Frequenzregelungsdienste zwischen BM- und sekundären/nicht-BM-Batteriespeichern um.
• ABSVD-Anpassungen werden letztlich von Elexon über den Abrechnungsprozess vorgenommen, nicht direkt vom National Grid ESO.
• Dieser Prozess verlangsamt die Zeit, bis genaue Ausgleichsvolumina mit angewendetem ABSVD verfügbar sind – es kann bis zu 5 Monate dauern.

Was ist ABSVD?

ABSVD steht für Applicable Balancing Service Volume Data. Das sagt Ihnen vielleicht nichts (und damit wären Sie nicht allein), dennoch ist es für Batteriespeicher von großer Bedeutung geworden.

Im Kern ist es der Mechanismus, der Batteriespeicher und andere Anlagen davor schützt, auf die im Rahmen von Ausgleichsdiensten gelieferte Energiemenge Ausgleichsgebühren zahlen zu müssen. Eine vollständige Einführung in ABSVD finden Sie in unserem vorherigen Artikel.

Klingt einfach? Leider nicht ganz.

Batteriespeicher können sich im Balancing Mechanism („BM“) registrieren – das verschafft ihnen im Prinzip eine direkte Verbindung zum Kontrollraum des National Grid ESO. Wird dies getan, wird die Batterie zur „BM-Einheit“, während nicht registrierte Batterien „Nicht-BM-Einheiten“ bleiben.

Ob Ihre Anlage im BM registriert ist, hat potenziell erhebliche Auswirkungen im Hinblick auf ABSVD.

ABSVD deckt derzeit nur etwa die Hälfte der Batteriespeicherflotte ab

Das Wichtigste zu ABSVD ist:

ABSVD für Frequenzregelungsdienste gilt derzeit ausschließlich für primär BM-registrierte Anlagen und nicht für sekundäre/nicht-BM-Anlagen.

Im weiteren Verlauf des Artikels gehen wir darauf ein, warum das so ist und welche Auswirkungen dies auf Batteriespeicher hat.

Warum wird ABSVD nur auf primär BM-registrierte Anlagen angewendet?

Es gibt zwar einen Prozess, ABSVD auch auf sekundäre und nicht-BM-Anlagen anzuwenden, aber dieser erstreckt sich derzeit nicht auf Frequenzregelungsdienste. Die vollständige Methodik finden Sie hier, einschließlich folgender Erklärung:

Die Nutzungsvolumina für Non-BM Dynamic Containment, Non-BM Dynamic Moderation und Non-BM Dynamic Regulation werden gemäß Systemfrequenz und Charakteristik des Regelungsdienstes bestimmt. Dies wird aufgenommen, sobald es technisch möglich und die Systementwicklung abgeschlossen ist.

Der wahrscheinlichste Grund hierfür ist, dass ABSVD historisch für Mandatory Frequency Response angewendet wurde, die nur für primäre BM-Einheiten verfügbar ist. Das bietet einen bestehenden Prozess für neue dynamische Dienste für BM-registrierte Anlagen, aber nicht für sekundäre und nicht-BM-Anlagen.

National Grid ESO hat signalisiert, dass ABSVD auch für nicht-BM-Anlagen eingeführt werden soll, aber noch keinen Zeitpunkt genannt. Es wurde jedoch klargestellt, dass ABSVD für nicht-BM-Anlagen nicht rückwirkend angewendet wird.

Wie wirkt sich das auf den Markt für Frequenzregelungsdienste aus?

Da ABSVD nicht für alle Batteriespeicher gilt, entstehen große Unterschiede bei den Kosten für dynamische Frequenzregelungsdienste zwischen beiden Anlagetypen.

Zum Beispiel würde eine primäre BM-Anlage, die Dynamic Regulation High erbringt, für die importierte Energie von Ausgleichskosten befreit werden (d.h. sie ist kostenlos). Dies hat zeitweise dazu geführt, dass die Preise für diesen Dienst gegen Null tendierten, wie in diesem Artikel erklärt wird, da der Batterie ein Wert entsteht, wenn sie die Energie später verkauft. Eine sekundäre/nicht-BM-Anlage müsste hingegen die vollen Ausgleichskosten für diese Energie zahlen (und der Dienst ist daher teuer).

Abbildung 1 unten zeigt, wie ABSVD den Wert der gelieferten Energie je nach BM-Registrierung komplett umkehrt.

In diesem Beispiel beträgt der Großhandelspreis 200 £/MWh. Dynamic Regulation High bringt dem primär BM-registrierten Speicher einen Wert von 26 £/MWh zusätzlich zu etwaigen Verfügbarkeitsentgelten. Derselbe Dienst kostet den nicht-BM-Speicher jedoch 26 £/MWh im Betrieb!

Das sehen wir auch in der Praxis: Im Sommer waren BM-Batterien (z.B. Contego) nur in Dynamic Regulation High aktiv, während Nicht-BM-Batterien (z.B. Mannington) sowohl High- als auch Low-Dienste übernommen haben.

Der Wert (oder die Kosten) jedes Dienstes stehen in linearer Beziehung zum Strompreis – wenn der Großhandelspreis auf 100 £/MWh sinkt, halbieren sich auch Wert und Kosten.

ABSVD hat einen geringeren Einfluss auf Dynamic Containment und Dynamic Moderation, da diese Dienste weniger genutzt werden als Dynamic Regulation. Dennoch bleiben die Inkonsistenzen zwischen BM- und Nicht-BM-Teilnehmern bestehen.

Warum dauert es so lange, bis ABSVD auch für sekundäre und Nicht-BM-Einheiten gilt?

Die Verzögerung ist höchstwahrscheinlich auf die Komplexität des ABSVD-Prozesses zurückzuführen. Das erklärt auch, warum diese Daten erst mit Verzögerung bei den Lieferanten ankommen (dazu später mehr).

Die Hauptschwierigkeit besteht darin, dass ABSVD über den von Elexon verwalteten Abrechnungsprozess angewendet wird und nicht direkt vom National Grid ESO. Es gibt technisch gesehen keine „Zahlungen“ oder „Gebühren“, sondern nur Anpassungen am Ausgleichsvolumen einer Einheit.

Abbildung 2 unten zeigt den gesamten Prozess, wie der Optimierer oder Lieferant letztlich die korrekten Ausgleichsdaten erhält.

Damit Elexon ABSVD korrekt im Abrechnungsprozess anwenden kann, benötigt Elexon von National Grid ESO die Daten zu den Anpassungen für jede Anlage und jede halbe Stunde. Diese Datenströme werden beim Registrieren einer Anlage im BM eingerichtet, aber nicht für Nicht-BM-Einheiten. Das verzögert die Ausweitung von ABSVD auf den gesamten Batteriespeichermarkt.

Die von National Grid ESO berechneten und an Elexon übermittelten Volumina basieren auf Dienst, Vertragsgröße und Frequenz, wie sie vom National Grid ESO gemessen werden. Für diesen Prozess sind keine Daten von der Anlage selbst erforderlich.

Was ist sonst noch wichtig zu ABSVD?

ABSVD wird über den Abrechnungsprozess angewendet und unterliegt daher auch denselben Zeitplänen wie die Abrechnung. Das führt letztlich zu Verzögerungen, bis Betreiber korrekte Ausgleichskosten erhalten.

Die Abrechnung erfolgt in mehreren sogenannten „Runs“, jeweils eine festgelegte Anzahl von Tagen nach dem eigentlichen Tag. Ziel ist es, Änderungen bei Messungen und anderen Daten in den Abrechnungsprozess einfließen zu lassen. Abbildung 3 zeigt die Zeitpläne dieser Abrechnungsläufe.

Nach dem ersten Abrechnungslauf wird eine vollständige Abrechnung erstellt und Zahlungen entweder von Elexon eingezogen oder von Elexon ausgezahlt. Etwaige Anpassungen erfolgen dann in späteren Abrechnungsläufen.

National Grid ESO hat angegeben, dass sie den Prozess zur Berechnung der ABSVD-Volumina monatlich durchführen und diese an Elexon weitergeben. Das bedeutet, dass diese Daten wahrscheinlich nicht rechtzeitig für den ersten Hauptabrechnungslauf bei Elexon ankommen und somit erst nach mindestens zwei Monaten beim Lieferanten eintreffen.

Damit trägt der Optimierer das Risiko, dass diese Korrekturen letztlich vorgenommen werden, und muss entscheiden, wie dies an die Eigentümer weitergegeben wird.