In den letzten Monaten haben wir extrem volatile Preise im Bereich Dynamic Containment (DC) beobachtet. Diese Volatilität wurde durch die veränderten Mengenanforderungen des National Grid ESO und durch dynamische (oder elastische) Preisobergrenzen in den DC-Einkaufskurven verursacht. In diesem Artikel beleuchten wir die Faktoren, die diese sich ändernden Preisobergrenzen und Mengenanforderungen beeinflussen.

Vorweg: Die Preisobergrenzen werden durch die alternativen Kosten von Maßnahmen (in diesem Fall MFR) bestimmt. Elastische Nachfragekurven werden durch den größten Zu- oder Abgang im System beeinflusst (was wiederum von Faktoren wie Trägheit, erneuerbarer Stromerzeugung und Interkonnektor-Aktivität abhängt).

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Was beeinflusst diese Preisobergrenzen?

Der wichtigste Aspekt, den das ESO bei der Festlegung der Preisobergrenzen für Dynamic Containment berücksichtigt, sind die Kosten alternativer Maßnahmen. Gemeint sind die geschätzten Kosten, um dieselbe Frequenzregelung aus anderen Quellen zu beschaffen. In diesem Fall ist das die Mandatory Frequency Response (MFR). MFR ist der Echtzeit-Frequenzregelungsdienst, den große, ans Übertragungsnetz angeschlossene Erzeuger bereitstellen. Mehr zu MFR erfahren Sie in unserem Erklärartikel.

Alternative Kosten von Maßnahmen

Die Preisobergrenzen in Dynamic Containment, Dynamic Moderation (DM) und Dynamic Regulation (DR) basieren darauf, was das National Grid ESO zahlen müsste, um dasselbe Maß an Frequenzregelung aus MFR zu beschaffen. (Warum muss das ESO überhaupt MFR beschaffen? Lesen Sie unseren aktuellen Artikel, der erklärt, warum MFR weiterhin Teil des Werkzeugkastens des ESO bleibt.)

Das ESO hat kürzlich seine sogenannten "Umrechnungskurse" veröffentlicht. Diese Faktoren bestimmen, wie viel MFR benötigt wird, um die Dynamic-Frequenzregelungsdienste zu kompensieren. Die Kosten alternativer Maßnahmen basieren dann auf diesen Umrechnungskursen. Die genauen Werte finden Sie in Tabelle 1 (unten).

Ein wichtiger Einflussfaktor auf diese Umrechnungskurse ist die benötigte Reaktionsgeschwindigkeit der jeweiligen Dienstleistung. Je schneller die Reaktionszeit, desto mehr MFR wird benötigt, um zu kompensieren. DM ist schneller als DR (0,5–1 Sekunde vs. 2–10 Sekunden Reaktionszeit), daher sind die Umrechnungskurse für DM höher. Der Umrechnungskurs für DCL variiert je nach Systembedingungen wie Trägheit.

Diese Zahlen zeigen auch, wie ineffizient MFR im Vergleich zu den dynamischen Diensten ist. Zum Beispiel müsste das ESO mehr als die dreifache Menge an MFR beschaffen, um einen Ausfall in DMH auszugleichen.

Was bestimmt die Kosten von MFR?

MFR hat keinen einfachen £/MW/h-Satz, den Anlagen für die Bereitstellung erhalten. Stattdessen setzt sich der Preis aus vier Komponenten zusammen:

1. Bereitstellungskosten für die Reserve.
2. Positionierungskosten.
3. Reservekosten für die Reaktion.
4. Energiekosten für die Reaktion.

(Eine ausführlichere Erklärung finden Sie in unserem Erklärartikel.)

Das ESO prognostiziert die Kosten jeder dieser vier Komponenten jeweils einen Tag im Voraus für jeden EFA-Block, um die Preisobergrenzen festzulegen. Sie hängen jeweils von Preisen an anderen Stellen (z. B. im Balancing Mechanism), der prognostizierten Bedarfshöhe, der Anzahl und Menge verfügbarer Anlagen, dem Energiepreis, historischen Frequenzdaten und den erwarteten Preisen ab.

All diese Faktoren ändern sich täglich oder von EFA-Block zu EFA-Block, abhängig von System- und Marktbedingungen. Deshalb verändern sich die Einkaufskurven sowohl täglich als auch je EFA-Block. Abbildung 1 (unten) zeigt die Einkaufskurven an einem Tag im Juli 2022. Für EFA 5 (15:00 Uhr) wird weniger Volumen benötigt, aber es gibt einen höheren Preis als für EFA 2 (03:00 Uhr), bei dem mehr Volumen, aber niedrigere Preise vorliegen.

Was beeinflusst die Mengenanforderungen für Dynamic Containment?

Ein wesentlicher Faktor für die Preise im DC ist die benötigte Reaktionsmenge des ESO. Wie in jedem Markt bestimmen Angebot und Nachfrage die Preisentwicklung – d. h. höhere Nachfrage nach DC treibt die Preise nach oben und umgekehrt. Was bestimmt also konkret die Dienstleistungsanforderungen?

Low-frequency Dynamic Containment (DCL)

Die DCL-Mengenanforderungen hängen vom größten Ausfall an Einspeisung im System zu einem bestimmten Zeitpunkt ab – auch als "größter Einspeiseverlust" bezeichnet. Das kann ein importierender Interkonnektor oder ein großes Kraftwerk sein, das plötzlich ausfällt.

Die Auswirkungen der Trägheit

Der Einspeiseverlust steht häufig im Zusammenhang mit der Trägheit. Trägheit bezeichnet die kinetische Energie, die in den rotierenden Teilen von Generatoren gespeichert ist. Um das ESO zu zu zitieren: „Wenn sich die Netzfrequenz plötzlich ändert, drehen sich diese Teile weiter – selbst wenn der Generator keinen Strom mehr liefert – und verlangsamen diese Änderung (was wir als Rate of Change of Frequency bezeichnen). Trägheit wirkt wie Stoßdämpfer im Auto, die plötzliche Erschütterungen abfedern und das Auto stabil halten.“ In Zeiten niedriger Trägheit, in denen die Frequenz sehr volatil sein kann, ist der DCL-Bedarf generell höher. Das zeigt auch Abbildung 2 (unten).

Ähnlich sehen wir bei viel erneuerbarer Energie im System – die nicht zur Trägheit beiträgt – eine positive Korrelation zwischen DCL-Volumina und dem Anteil erneuerbarer Stromerzeugung im Netz (siehe Abbildung 3 unten).

Wie wirkt sich das auf die Einkaufskurven aus?

Dies spiegelt sich auch in den maximalen Volumina wider, die durch die DCL-Einkaufskurven vorgegeben werden – also das maximale Volumen, das das ESO in einem EFA-Block beschaffen möchte. Abbildung 4 (unten) zeigt die Verteilung dieser Volumina, entnommen aus den Einkaufskurven von April bis Juni 2022, für jeden EFA-Block und jeden Monat.

• Die Verteilung der Volumina ist für jeden EFA-Block und jeden Monat dargestellt.
• Zum Beispiel beträgt im EFA-Block 4 im Juni das maximale Volumen fast 2000 MW und das minimale rund 325 MW. Meistens liegen die Volumina zwischen 750 und 1250 MW.
• Mit Annäherung an die Sommermonate steigen die Volumina generell an, was auf sinkende Trägheit zurückzuführen ist.
• Es gibt eine erhebliche Bandbreite bei den Zielbeschaffungsvolumina, insbesondere während der mittleren EFA-Blöcke des Tages, wenn Solar-PV-Strom erzeugt wird.
• Mögliche Verluste von dezentraler Stromerzeugung aufgrund hoher Frequenzänderungsraten (RoCoF) bestimmen, ob das ESO zu diesen Zeiten mehr oder weniger DCL beschaffen muss.
• Bei niedriger Trägheit ist die Wahrscheinlichkeit eines RoCoF-„Ereignisses“ höher. Das ist ein Frequenzabfall, der dazu führt, dass viele dezentrale Erzeugungsanlagen durch ihre Schutzmechanismen automatisch vom Netz getrennt werden. Dadurch sinkt die Frequenz noch weiter, sodass das ESO mehr DCL beschafft, um gegenzusteuern.

High-frequency Dynamic Containment (DCH)

Auch die DCH-Mengenanforderungen werden maßgeblich von der Trägheit beeinflusst. Hinzu kommt der größte Ausfall auf der Nachfrageseite (statt Einspeiseseite). Dies meint die Einheit mit der größten aktuellen Nachfrage – etwa ein exportierender Interkonnektor.

Die Auswirkungen der Interkonnektor-Aktivität

Es gibt eine starke Korrelation zwischen den DCH-Beschaffungszielen und der Interkonnektor-Nachfrage. Abbildung 5 (unten) zeigt die durchschnittlichen DCH-Volumina und die größte Interkonnektor-Nachfrage (jeweils über drei Tage gemittelt) seit Januar 2022. Die rote gestrichelte Linie ist die Regressionsgerade. Sie zeigt: Wenn Interkonnektoren mehr Strom exportieren, sind die DCH-Anforderungen in der Regel höher.

Seit etwa April exportieren britische Interkonnektoren überwiegend Strom (normalerweise würden sie importieren). Dadurch stellen sie eine größere Nachfragelast für das Netz dar als üblich. Sollte einer dieser Interkonnektoren bei relativ hoher Exportleistung (z. B. 1 GW) ausfallen, könnte dies ein erhebliches Hochfrequenzereignis auslösen. Doch warum ist das so? Der Grund, warum Interkonnektoren derzeit exportieren statt importieren, sind die höheren Strompreise in Frankreich gegenüber Großbritannien – verursacht durch Wartungen an französischen Kernkraftwerken und die anhaltende Gaskrise. (Mehr zu Interkonnektoren finden Sie in unserem Energy Academy Video.)

Im selben Zeitraum ist die Trägheit gesunken, was an den saisonalen Effekten der erneuerbaren Stromerzeugung liegt. All dies hat dazu geführt, dass das ESO seine DCH-Beschaffungsvolumina erhöht hat.

Wie wirkt sich das auf die Einkaufskurven aus?

Die DCH-Mengenanforderungen stehen nicht in derselben Beziehung zu Verlusten von dezentraler Erzeugung wie wir sie bei DCL sehen. Solche Verluste würden zu einer Niedrigfrequenzabweichung führen, nicht zu einer Hochfrequenzabweichung. Das Abschalten dezentraler Erzeugung durch hohe RoCoF bedeutet einen Verlust an Erzeugung, nicht an Nachfrage. Abbildung 6 (unten) zeigt die Trends bei den maximalen Volumina der DCH-Einkaufskurven, analog zu Abbildung 4 für DCL.

• Auch hier ist die Volumenverteilung für jeden EFA-Block und jeden Monat dargestellt.
• Zum Beispiel beträgt im EFA-Block 1 im Juni das maximale Volumen 900 MW und das minimale 400 MW. Meistens liegen die Volumina bei etwa 800 MW.
• Im Gegensatz zu den DCL-Beschaffungen gibt es keine ausgeprägten Muster mit höheren Zielwerten in der Tagesmitte, da RoCoF-Ereignisse die Hochfrequenz nicht beeinflussen wie die Niederfrequenz.
• Verfügbare DCH-Volumina sind nachts, während der EFA-Blöcke 1 und 2, tendenziell höher – dann ist die Nachfrage am niedrigsten.
• Wie bei den DCL-Volumina sind auch die DCH-Volumina von April bis Juni gestiegen. Die Trägheit nimmt in den Sommermonaten generell ab.

Fazit

Die Erlöse aus Dynamic Containment sind seit der Anpassung des Auktionsdesigns durch das ESO – mit veränderten Preisobergrenzen und elastischen Nachfragekurven – äußerst volatil.

• Der Hauptfaktor für die Preisobergrenzen sind die alternativen Kosten von Maßnahmen.
• Diese basieren vor allem auf den angenommenen Kosten des "anderen" Frequenzregelungsdienstes: MFR.
• Die MFR-Kosten werden durch Faktoren wie Systembedingungen, Strompreise am Vortag und die Vergütungen der MFR-Anbieter bestimmt.
• Die Umrechnungskurse zur Übertragung der MFR-Kosten auf die DC-Preisobergrenzen wurden kürzlich vom ESO veröffentlicht.

Zu den elastischen Nachfragekurven:

• Elastische Nachfragekurven lassen sich durch die größten Verluste an Erzeugung und/oder Nachfrage im System erklären.
• Diese werden durch die Trägheit und den Anteil erneuerbarer Stromerzeugung bestimmt.
• Aus diesen Gründen werden auch in den Sommermonaten weiterhin große Mengen an DCL und DCH beschafft – entsprechend der saisonalen Bedingungen.
• Die DCH-Volumina werden höher ausfallen als sonst, da britische Interkonnektoren derzeit häufiger Strom auf den Kontinent exportieren.

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