Zusammenfassung
- Batteriespeichersysteme (BESS) im CAISO erzielten zwischen Januar und August 2024 über 12 Millionen US-Dollar an Bid Cost Recovery (BCR)-Zahlungen, was einem 4%-Zuschlag auf die Großhandelserlöse entspricht.
- 98 % der BCR-Zahlungen an Batterien stammten aus dem Real-Time Market, da Abweichungen von den Day-Ahead-Plänen zu Kompensation für entgangene Erlösmöglichkeiten führten.
- CAISO verschärft die BCR-Regeln, um strategisches Bieten zu verhindern, und führt einen Proxy-Preis-Mechanismus ein, der die Zahlungen begrenzt und gleichzeitig sicherstellt, dass Batterien legitime Opportunitätskosten zurückerhalten.
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- Wie Batterien BCR-Zahlungen für strategische Vorteile nutzten und warum manche mehr verdienten als andere.
- Was die neuen BCR-Regeln von CAISO für Batteriebetreiber bedeuten und wie sie das Erlöspotenzial ab 2025 verändern.
- Warum BCR für Batterien wichtiger war als für klassische Kraftwerke und was das über die Entwicklung des CAISO-Marktdesigns aussagt.
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Bid Cost Recovery-Zahlungen verschaffen Batteriespeichern einen 4%-Zuschlag auf die Großhandelserlöse
Zwischen Januar und August 2024 erzielten Batteriespeichersysteme im CAISO über 12 Millionen US-Dollar an Bid Cost Recovery (BCR)-Zahlungen.
Diese Zahlungen sorgten im Durchschnitt in den ersten acht Monaten 2024 für einen 4%-Zuschlag auf die Großhandelserlöse.
In Zukunft wird dieser Beitrag aufgrund aktueller politischer Änderungen durch CAISO voraussichtlich etwas zurückgehen.
Dennoch bleibt BCR ein relevanter Bestandteil des Erlösmodells für Batterien im CAISO.
Was ist also Bid Cost Recovery und wie genau sind Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab davon betroffen?
Was ist Bid Cost Recovery?
Bid Cost Recovery wurde ursprünglich entwickelt, um sicherzustellen, dass thermische Kraftwerke im Großhandelsmarkt genügend Erlöse erzielen, um ihre Kosten zu decken.
Dies ist besonders relevant, wenn ein Kraftwerk zur Netzstabilität eingesetzt wird und die Marktpreise die Betriebskosten nicht abdecken.
Bid Cost Recovery stellt sicher, dass Erzeugungsressourcen Erlöse erzielen, die ihre Kosten übersteigen, wenn sie vom Netzbetreiber aus Gründen der Zuverlässigkeit eingesetzt werden. Das ermutigt Teilnehmer, Energie zu einem Wert anzubieten, der ihren Betriebskosten entspricht.
Ohne BCR-Zahlungen würden Ressourcen wahrscheinlich einen Risikoaufschlag in ihre Angebote einpreisen, was die Gesamtsystemkosten erhöhen würde.
Umgekehrt können überhöhte BCR-Zahlungen auf Ineffizienzen bei der Kraftwerkseinsatzplanung oder -steuerung hindeuten.
Kraftwerke qualifizieren sich für BCR-Zahlungen, wenn die Großhandelserlöse an einem Betriebstag ihre Kosten nicht decken. Zu diesen Kosten zählen Einsatz-, Start-, Mindestlast-, Übergangs- und Angebotskosten für Energie.
BCR stellt dann sogenannte „Make-Whole-Payments“ bereit, wenn die Erlöse die Kosten nicht abdecken.
CAISO stellt sicher, dass Ressourcen, die Flexibilität für den Dispatch anbieten, ihre Angebotskosten innerhalb von 24 Stunden wieder einspielen können. Diese Garantie hilft ihnen, mindestens so viel zu verdienen wie ihre Angebotskosten – oder mehr, falls sie eingesetzt werden.
Das System verrechnet die Kosten und Erlöse jeder Ressource über alle Stunden des Tages. Die Bid Cost Recovery wird für den Day-Ahead- und Real-Time-Markt separat berechnet, um die Teilnahme an beiden zu fördern. Selbstgeplante Ressourcen qualifizieren sich in der Regel nicht für diese Make-Whole-Garantie.
2024 lagen die durchschnittlichen BCR-Auszahlungen an alle Erzeugungseinheiten im CAISO bei fast 12 Millionen US-Dollar pro Monat. Davon entfielen 74 % auf Gaskraftwerke.
Batterien erhielten die höchsten BCR-Zahlungen aller nicht-gasbasierten Technologien
Monatlich erhielten BESS im CAISO im Schnitt 1,5 Millionen US-Dollar oder 190 US-Dollar pro Megawatt installierter Leistung an BCR-Zahlungen.
BESS-Ressourcen erhielten einen deutlich größeren Anteil der BCR-Zahlungen als ihren Anteil an der eingespeisten Energie im Jahr 2024.
Batterien können jedoch nahezu augenblicklich hoch- und herunterfahren und von null auf eine Leistung wechseln, ohne eine Mindestabgabe aufrechterhalten zu müssen.
Batterien benötigen zudem keinen Brennstoff; ihre Hauptkosten basieren auf dem Preis der zum Laden verwendeten Energie.
Wie erzielen Batterien also erhebliche BCR-Zahlungen, obwohl sie keine Start-, Stopp-, Mindestlast- oder Übergangskosten haben?
BCR-Zahlungen für Batterien basieren auf Opportunitätskosten
Die BCR für Batteriespeicher unterscheidet sich von thermischen Kraftwerken, vor allem wegen der einzigartigen, zeitlich begrenzten Eigenschaften von Batterien.
Eine Batterie hat keine Brennstoffkosten oder Einschränkungen wie Rampenraten oder Mindest-Ein/Aus-Zeiten. Sie kann jedoch nur für eine begrenzte Zeit Energie abgeben.
Daher basieren die „Betriebskosten“ einer Batterie auf ihren Opportunitätskosten, wenn sie zu einem bestimmten Zeitpunkt zur Entladung eingesetzt wird.
Das bedeutet, dass das Angebot einer Batterie zur Energielieferung nicht nur die Kosten für das Laden und Entladen berücksichtigt, sondern auch die wahrgenommenen Opportunitätskosten, in späteren Zeitintervallen anbieten zu können – oder eben nicht mehr anbieten zu können.
Ein Dispatch zur Entladung einer Batterie früher am Tag kann dazu führen, dass sie später am Tag keine lukrativeren Erlösmöglichkeiten mehr wahrnehmen kann. In solchen Fällen werden Batterien durch Bid Cost Recovery kompensiert.
Typischerweise passiert dies, wenn der Real-Time-Dispatch einer Batterie deutlich von ihren Day-Ahead-Verpflichtungen abweicht. Das kann dazu führen, dass die Batterie ihre Day-Ahead-Verpflichtungen nicht erfüllen kann und wertvolle Erlösmöglichkeiten verliert.
Schauen wir uns ein Beispiel an: Eine 100 MW / 400 MWh-Batterie startet den Tag mit 350 MWh und mehreren Day-Ahead-Verpflichtungen.
Eine Batterie erhält Day-Ahead-Zuschläge und wird zu Beginn des Tages nach diesem Plan im Real-Time-Markt eingesetzt
Vor dem Betriebstag erhält die Batterie Zuschläge zum Kauf und Verkauf von Energie im Day-Ahead-Markt zu verschiedenen Stunden am Morgen und frühen Nachmittag.
Während der ersten Stunden von 0 bis 16 Uhr arbeitet die Batterie nach diesem Day-Ahead-Plan. Der Real-Time-Dispatch entspricht den Day-Ahead-Verpflichtungen.
Es gibt also keine Abweichungen vom Day-Ahead-Plan im Real-Time-Markt. Das bedeutet, dass für die Batterie in diesem Zeitraum keine Angebotskosten anfallen.
Am frühen Abend wird die Batterie im Real-Time-Markt entladen, obwohl keine Day-Ahead-Verpflichtung besteht
Zwischen 17 und 19 Uhr steigen die Preise im Real-Time-Markt über die Day-Ahead-Preise. In diesem Szenario ist das Angebot der Batterie niedrig genug, um im Real-Time-Markt eingesetzt zu werden – das führt zu einer Abweichung vom Day-Ahead-Plan.
In diesem Fall entstehen der Batterie positive Angebotskosten, da sie im Real-Time-Markt Überschusserlöse erzielt.
Zudem sinkt der Ladezustand der Batterie auf nahezu 0 MWh.
Die positiven Angebotskosten entsprechen hier der Größe der Dispatch-Abweichung vom Day-Ahead-Markt multipliziert mit dem Angebotspreis der Batterie im Real-Time-Markt. In diesem Fall beträgt die Abweichung 100 MW, da die Batterie 100 MW entlädt, obwohl sie keine Day-Ahead-Verpflichtung hatte.
Im gleichen Zeitraum bietet die Batterie Energie zum Wert des Day-Ahead-Preises an, also 75 US-Dollar/MWh zwischen 17 und 18 Uhr und 90 US-Dollar/MWh zwischen 18 und 19 Uhr.
Entsprechend werden die Real-Time-Erlöse durch Multiplikation der Real-Time-Abweichung vom Day-Ahead-Markt mit dem Real-Time-Lokationspreis berechnet.
In diesem Beispiel entstehen der Batterie von 17 bis 19 Uhr positive Angebotskosten von 10.208 US-Dollar, während sie Real-Time-Erlöse von 15.505 US-Dollar erzielt.
Die Batterie läuft leer und kann ihre abendliche Day-Ahead-Verpflichtung nicht erfüllen – negative Angebotskosten entstehen
Zwischen 19 und 20 Uhr ist der Ladezustand der Batterie erschöpft. Sie kann ihre gesamte Day-Ahead-Verpflichtung von 100 MW Entladung in dieser Stunde nicht erfüllen.
Dies führt zu einem „Buy-Back“ – die Real-Time-Erlöse der Batterie entsprechen dem Real-Time-Lokationspreis multipliziert mit der Real-Time-Abweichung (in MW) von der Day-Ahead-Verpflichtung. Bei steigenden Real-Time-Preisen entspricht dies Erlösen von -15.327 US-Dollar in dieser Stunde.
Mit der gleichen Berechnung wie zuvor entstehen der Batterie negative Angebotskosten von -1.766 US-Dollar.
Im Laufe des Betriebstages summieren sich Real-Time-Erlöse und Angebotskosten.
In diesem Beispiel führen die kumulierten Real-Time-Erlöse und Angebotskosten zu einem Verlust, da die Angebotskosten die Erlöse übersteigen. Der Unterschied zwischen kumulierten Angebotskosten (8.442 US-Dollar) und kumulierten Real-Time-Erlösen (178 US-Dollar) ist positiv, was eine BCR-Zahlung von 8.263 US-Dollar zur Folge hat.
Die Batterie erhält somit eine Kompensation für ihren vorzeitigen Einsatz und den Preisanstieg im Real-Time-Markt später am Tag – als zusätzlichen Zuschlag zu ihren Day-Ahead- und Real-Time-Erlösen.
Denn sie hätte ihre Day-Ahead-Verpflichtung erfüllt, wenn sie nicht früher am Tag eingesetzt worden wäre.
Abweichungen von Day-Ahead-Verpflichtungen werden für thermische Kraftwerke und Batterien unterschiedlich behandelt
Wenn ein thermisches Kraftwerk seine Day-Ahead-Verpflichtung wegen Brennstoffmangel nicht erfüllen kann, stuft CAISO die Einheit für die Ausfallzeit ab. Damit ist das Kraftwerk nicht mehr für BCR qualifiziert.
Wie im Beispiel gezeigt, kann der Betreiber einer Batterie, die ihre Day-Ahead-Verpflichtung wegen zu niedrigem Ladezustand nicht erfüllen kann, den Dispatch an den aktuellen Ladezustand anpassen. Dies kann einen Buy-Back oder Sell-Back von Energie beinhalten. Trotz dieser physischen Begrenzung ist die Batterie weiterhin für BCR qualifiziert.
Angenommen, ein Batteriebetreiber erwartet, dass seine Nettoerlöse den Ertrag aus der Lieferung des Day-Ahead-Plans erreichen oder übersteigen. Dann könnte er in den Stunden vor der Day-Ahead-Verpflichtung zu niedrigeren Preisen anbieten, um frühzeitig eingesetzt zu werden.
Das kann zu Marktineffizienzen führen und dazu, dass Ressourcen in den wichtigsten Stunden mit hoher Netzlast und hohen Preisen nicht zur Verfügung stehen.
Von Januar bis August 2024 erzielten BESS im CAISO im Schnitt 4 % ihrer Erlöse aus BCR-Zahlungen
98 % der 12 Millionen US-Dollar, die BESS im Rahmen von BCR erhielten, stammten aus dem Real-Time-Markt, einschließlich Fifteen Minute Market und Real-Time Dispatch Market.
Im Gegensatz dazu lagen die BCR-Zahlungen im Zusammenhang mit dem Day-Ahead-Markt nahezu bei null.
Im Day-Ahead-Markt sind die betrieblichen Einschränkungen für Batterien, die zu einem Einsatz außerhalb der Merit Order führen würden, geringer. Das liegt am 24-Stunden-Optimierungshorizont des Day-Ahead-Markts.
Der Real-Time-Markt kann nur über einen begrenzten Zeitraum von fünf oder fünfzehn Minuten optimieren.
Wie im Beispiel gezeigt, können dadurch Dispatch-Entscheidungen getroffen werden, die den Ladezustand der Batterie über den Optimierungshorizont des Real-Time-Markts hinaus beeinflussen. Die Folge: Die Batterie kann ihren Day-Ahead-Plan nicht einhalten, was einen Buy-Back und damit eine BCR-Zahlung zur Kompensation von Erlösausfällen auslöst.
Wie verändert CAISO den BCR-Mechanismus?
Das ursprüngliche BCR-Design führte zu Bedenken, dass Batterien strategisch bieten könnten, um Zahlungen zu erhöhen – oft auf Kosten von Day-Ahead-Verpflichtungen.
Deshalb setzt CAISO Protokolländerungen um, um diese unerwünschten Effekte zu begrenzen. Im Kern werden die BCR-Regeln für Speicherressourcen in allen Real-Time-Intervallen überarbeitet.
Nach der jüngsten Genehmigung durch die FERC wird CAISO künftig einen Proxy-Wert anstelle des tatsächlichen Angebots der Batterie zur Berechnung der Real-Time-Angebotskosten heranziehen. Der Proxy-Wert ist das Minimum aus:
- Dem tatsächlichen Energieangebot der Ressource im Real-Time-Marktintervall oder
- Dem höchsten Wert aus drei Optionen
- Dem Day-Ahead-Lokationspreis der Ressource (LMP)
- Dem Standardenergieangebot im Real-Time-Markt
- Dem Real-Time-LMP für das Intervall
Mit diesen Änderungen möchte CAISO Manipulationsmöglichkeiten am Markt begrenzen, aber dennoch sicherstellen, dass Speicherressourcen legitime Opportunitätskosten zurückerhalten.
