Der ESO hat Änderungen an der Methodik zur Berechnung der Degradierungsfaktoren für Batterien im Kapazitätsmarkt vorgeschlagen, basierend auf einer Überprüfung. Einige der vorgeschlagenen Änderungen könnten die Auktion des Kapazitätsmarkts 2024 für T-1 2025/26 und T-4 2028/29 beeinflussen.

Seit Dezember 2023 machen die Erlöse aus dem Kapazitätsmarkt 30 % der monatlichen Batterieerlöse aus. Degradierungsfaktoren wirken sich direkt auf den Wert der Verträge aus, die Batterien erhalten.

Doch welche Änderungen sind vorgeschlagen und wie könnten sie sich auf Batterien auswirken?

Die gestiegene Verfügbarkeit von Betriebsdaten für Batterien und Empfehlungen des Panel of Technical Experts im Jahr 2022 führten zur Überprüfung der Methodik für Degradierungsfaktoren bei Speichern.

Der ESO wollte die Antwort auf die Konsultation im Juli 2024 veröffentlichen. Aufgrund der für den 4. Juli 2024 angesetzten Parlamentswahl in Großbritannien könnte sich die Veröffentlichung jedoch verzögern.

Dieser Artikel erklärt:

• Wie die aktuelle Methodik für Degradierungsfaktoren aussieht
• Warum neue Methoden in Betracht gezogen werden
• Welche neuen Methoden diskutiert werden
• Welche Auswirkungen die Änderungen auf Batterien haben könnten

Degradierungsfaktoren messen die Zuverlässigkeit von Speichern bei Stresssituationen

Der Kapazitätsmarkt soll sicherstellen, dass das Stromnetz zu Zeiten erhöhter Nachfrage über genügend Erzeugungskapazität verfügt. Degradierungsfaktoren gewichten die Kapazität verschiedener Erzeugungstypen entsprechend ihrem Beitrag während solcher Ereignisse. Im Allgemeinen werden Anlagen mit kürzerer Dauer und geringerer Vorhersagbarkeit stärker degradiert.

Durch die steigende Kapazität wetterabhängiger Erzeugung und Speicher werden Stressereignisse voraussichtlich länger andauern. Daher ist der verlässliche Beitrag von Speichern durch deren Dauer begrenzt. Die Degradierungsfaktoren für Batterien sinken seit ihrer Einführung in den Auktionen T-1 2018/19 und T-4 2021/22.

In der T-1-Auktion 2022/2023 erwartete der ESO, dass 95 % der Stressereignisse weniger als 4,5 Stunden dauern würden. Dieser Wert stieg in den Folgeauktionen auf sechs bzw. acht Stunden. Speicher mit einer kürzeren Dauer als diese Schwellenwerte wurden als dauerbegrenzt eingestuft und entsprechend degradiert.

Obwohl dieser Abwärtstrend voraussichtlich anhält, dürfte sich die Methodik zur Berechnung der Degradierungsfaktoren ändern, was zu höheren Faktoren führen könnte.

Die Methodik wurde seit ihrer Einführung 2017 nicht angepasst. Damals waren rund 100 MW Batteriekapazität am Netz, wodurch nur wenige Verfügbarkeitsdaten vorlagen. Inzwischen ist die Batteriekapazität auf 4 GW angewachsen und liefert deutlich mehr Daten.

Beide Komponenten zur Berechnung der Degradierungsfaktoren könnten eine neue Methodik erhalten

Degradierungsfaktoren setzen Speichereinheiten einer bestimmten Menge gesicherter Kapazität gleich, indem sie berücksichtigen, wie viel Leistung eine Einheit liefern kann und wie lange.

Degradierungsfaktoren ergeben sich aus dem Produkt von technischer Verfügbarkeit und der Equivalent Firm Capacity (EFC).

Die technische Verfügbarkeit misst, wie viel Leistung eine Einheit ins Netz einspeisen kann. Die Equivalent Firm Capacity (EFC) berücksichtigt die Dauerbegrenzungen von Speichern. Der ESO hat in der Überprüfung die Methodik beider Komponenten bewertet. Allerdings können dieses Jahr nur die EFC-Änderungen umgesetzt werden, was die nächsten Auktionen betrifft.

Mehrere EFC-Methoden wurden anhand folgender Kriterien bewertet:

• Anreize für Versorgungssicherheit: Die gesamte degradierte Kapazität entspricht der erwarteten (Storage Fleet EFC).
• Effiziente Marktbereinigung: Der inkrementelle Wert von Speichern zum Clearing-Zeitpunkt des Kapazitätsmarkts wird abgebildet.
• Minimierung unbeabsichtigter Folgen: Unerwartetes Verhalten wird nicht gefördert.
• Fairness und Transparenz für Stakeholder: Gerechte Zuordnung und keine unnötige Komplexität.

Die aktuelle EFC-Methodik bildet das Wachstum der Batteriekapazität nicht ab

Der ESO nutzt einen Algorithmus, um die Beziehung zwischen gesicherter Kapazität und Risiko zu modellieren. Das Risiko ist hier die erwartete nicht gedeckte Energiemenge (Expected Energy Unserved, EEU). Die EEU ist der durchschnittliche Energiebedarf, der über einen längeren Zeitraum nicht durch das Angebot gedeckt wird. Diese Beziehung ergibt eine Kurve, die für alle EFC-Berechnungen verwendet wird.

Im Review wurden zwei Hauptmethoden hervorgehoben: die bestehende Methode – Incremental Last In – und die Storage Fleet EFC.

Die Incremental Last-In-Methode liefert einen EFC-Wert für jede Speicherdauer. Die Storage Fleet EFC gibt die erwartete degradierte Kapazität aller Speicher im System an.

Incremental Last-In EFC lässt sich als Zuwachs an gesicherter Kapazität geteilt durch den Zuwachs an Speicherkapazität bei einer bestimmten Dauer zusammenfassen. Dieser Prozess wird für jede Speicherdauer wiederholt.

Die Storage Fleet-Methode hingegen gibt die gesamte degradierte Kapazität aller Speicher an, die im Lieferjahr am Netz erwartet werden. Dies wird berechnet, indem die Änderung der gesicherten Kapazität ermittelt wird, wenn alle Speicher entfernt würden.

Die Einschränkung der Incremental Last-In-Methodik ist, dass die Summe der EFC-Werte (in MW) für jede Dauer nicht der Storage Fleet EFC (in MW) entspricht.

Das ist bedeutsam, da die Storage Fleet EFC mit der erwarteten Gesamtspeicher-Degradierung aus den Future Energy Scenarios und früheren Kapazitätsmarktauktionen übereinstimmen sollte.

Die Storage EFC ist nicht nach Dauer aufgeteilt und kann nicht direkt für die Berechnung der Degradierungsfaktoren genutzt werden.

Deshalb wurde eine dritte Methode – Scaled EFC – als vorgeschlagene Methodik ausgewählt. Sie passt die Incremental Last-In-Methode so an, dass sie mit der Storage Fleet EFC übereinstimmt.

Scaled EFC könnte die bisherige Incremental Last-In-Methode zur Berechnung der Degradierungsfaktoren ersetzen

Scaled EFC ergänzt die aktuelle Methode um einen weiteren Schritt. Dabei wird jeder EFC-Wert (in MW) für jede Dauer so skaliert, dass die Summe aller EFCs aller Dauern der Storage Fleet EFC (MW) entspricht. Der neue EFC-Wert (%) für jede Dauer wird dann auf Basis dieses skalierten EFC (MW) berechnet.

Von allen überprüften Methoden wurde die Scaled EFC ausgewählt, da sie die vier Kriterien am besten erfüllt. Mit dieser Methode bleibt die Versorgungssicherheit erhalten, da die gesamte degradierte Kapazität dem erwarteten Wert aus der Storage Fleet EFC entspricht.

Zudem besteht ein geringeres Risiko unbeabsichtigter Folgen.

Scaled EFC erhält die Versorgungssicherheit und minimiert unerwünschte Nebenwirkungen

Eine unbeabsichtigte Folge der aktuellen Methodik war, dass Speicheranbieter dazu angeregt wurden, mit längerer Speicherdauer an den Auktionen teilzunehmen. Sie konnten dadurch von dem sprunghaften Anstieg des EFC zwischen 8,5 und 9 Stunden profitieren.

Der Abwärtstrend bei den Degradierungsfaktoren hat den Vertragswert beeinflusst. Der Vertragswert für Batterien im Kapazitätsmarkt im Verhältnis zur Nennleistung ist direkt proportional zum Degradierungsfaktor. In der T-4-Auktion 2027/28 konnten einige Anbieter durch eine längere Speicherdauer36 % mehr Vertragswert erzielen.

Dadurch wird es auch schwieriger, die insgesamt installierte Leistung von Batterien zu messen. Die Anschlusskapazität in der Auktion stimmt nicht mit der Nennleistung überein und kann bis zu neunmal niedriger sein.

Scaled EFC würde diese Problematik beseitigen, da der Anstieg des EFC zwischen jeder halben Stunde bis 8,5 Stunden linear ist und größer als der Anstieg zwischen 8,5 und 9 Stunden.

Batterien könnten in den nächsten Auktionen durch höhere Degradierungsfaktoren einen um 29 % höheren Vertragswert erzielen

Obwohl die jüngste T-4-Auktion zu einem Rekordpreis abgeschlossen wurde, erlitten Batterien durch niedrigere Degradierungsfaktoren einen Wertverlust von 33 % bei ihren Verträgen.

Durch die gestiegenen EFC-Werte könnten Ein- und Zwei-Stunden-Batterien, falls technische Verfügbarkeit und Clearing-Preis in der T-1-Auktion für das Lieferjahr 2025/26 gleichbleiben wie 2024/25, einen um 15 % höheren Vertragswert erzielen. In der T-4-Auktion wären es sogar 29 %.

Auch wenn Batterien gegenüber den letzten Auktionen profitieren würden, lägen die Degradierungsfaktoren laut den vorläufigen Ergebnissen weiterhin auf dem zweittiefsten Stand seit Einführung des Kapazitätsmarkts. In der T-1 2023/24 lag der Degradierungsfaktor für eine Ein-Stunden-Batterie bei 19 %. Die vorläufigen Ergebnisse deuten darauf hin, dass es in T-1 2025/26 13 % sein könnten.

Degradierungsfaktoren werden voraussichtlich weiter sinken – auch bei neuer EFC-Methodik

Insgesamt würde die vorgeschlagene Anpassung der EFC-Methodik, falls umgesetzt, die Degradierungsfaktoren für Batterien ab diesem Jahr sofort erhöhen.

Aufgrund der begrenzten Speicherdauer ist jedoch davon auszugehen, dass Batterien in zukünftigen Auktionen weitere Rückgänge erleben werden. Der ESO erwartet, dass längere Stressereignisse einen größeren Anteil aller Stresssituationen ausmachen werden.

Auch die technische Verfügbarkeit von Batterien könnte sinken. Die Überprüfung ergab für Batterien eine technische Verfügbarkeit von 91,19 %. Das ist weniger als die aktuell auf Basis von Pumpspeichern verwendeten 94,37 %. Diese Änderung wird sich jedoch erst mit politischen Anpassungen und mehr verfügbaren Daten auswirken.