Am 29. September 2021 veröffentlichte der National Grid Electricity System Operator (NG ESO) ein Update zu den Anforderungen an die Dynamic Containment (DC), das zahlreiche neue Ansätze für die Branche mit sich brachte. In diesem Artikel beleuchten wir alle Neuerungen und werfen einen Blick auf:

Überarbeitungen zur Kommunikation der DC-Anforderungen.

Überarbeitungen der DC-Anforderungen für niedrige Frequenzen (DCL) im November.

Erste Einblicke in die Anforderungen für den Hochfrequenz-DC-Service (DCH).

Ein Ausblick auf die Anforderungen für den Sommer 2022.

Was das alles für BESS bedeutet.

Wie werden die Anforderungen kommuniziert?

Bevor wir auf die DC-Anforderungen eingehen, betrachten wir zunächst das neue Format, das der ESO zur Kommunikation seiner Service-Anforderungen nutzt. Abbildung 1 (unten) zeigt die Details der neuen Volumenanforderungen für DC, wie sie im Marktinformationsbericht des ESO vom November 2021 zu finden sind.

Schauen wir uns die obige Grafik genauer an und erklären, was sie bedeutet:

Links in der Tabelle legt der ESO seine Volumenbänder fest – anstatt eine genaue Anforderung zu nennen, gibt der ESO einen Wertebereich an, innerhalb dessen die Anforderung liegen wird.

Oben in der Tabelle stehen die EFA-Blöcke – mit der Umstellung auf EFA-Block-Beschaffung werden die neuen Anforderungen in 4-Stunden-Fenstern angegeben.

Im Tabellenkörper wird der Prozentsatz der Zeit dargestellt, in dem die Anforderung des ESO in das jeweilige Volumenband innerhalb jedes EFA-Blocks fällt.

Betrachten wir EFA-Block 5 für November 2021: In 7 % der Zeit im November (also an 2 Tagen) liegt die DCL-Anforderung für EFA 5 zwischen 1–300 MW. In den übrigen 93 % der Zeit (28 Tage) beträgt die DCL-Anforderung 0 MW. Zudem gibt es im November keine Tage, an denen der ESO mehr als 300 MW in EFA 5 benötigt.

Neue DC-Anforderungen für niedrige Frequenzen

Abbildung 2 (unten) zeigt die oben beschriebenen Werte sowie die durchschnittliche DCL-Anforderung für jeden EFA-Block.

Bemerkenswert an der Grafik ist der Anteil der Zeit, in der der ESO nur geringe oder keine DCL-Anforderungen hat.

In allen EFA-Blöcken im November benötigt der ESO in 36 % der Zeit keine DCL.

In 67 % der Zeit werden weniger als 300 MW benötigt, und nur in 9 % der Zeit sind mehr als 600 MW erforderlich.

Das (zeitgewichtete) durchschnittliche tägliche Beschaffungsniveau für November beträgt 221 MW, mit Höchstwerten von 480 MW (in EFA-Block 1 – 23:00–03:00 Uhr) und Tiefstwerten von nur 10 MW (in EFA-Block 5 – 15:00–19:00 Uhr).

Vergleicht man dies mit dem bisherigen Höchstwert bei der Beschaffungsmenge (929 MW am 15. August 2021), wird eines deutlich: Ab November wird die Dynamic Containment den Sättigungspunkt erreichen. Tatsächlich gilt: Wenn alle 929 MW an DC-berechtigten Standorten weiterhin teilnehmen, wird der Markt in jedem EFA-Block im November gesättigt sein.

Mit dieser Sättigung wird der Wettbewerb im Markt zunehmen, was zu fallenden Preisen führt. Wie sich die Sättigung genau auf die Clearingpreise auswirkt, ist schwer vorherzusagen – sicher ist aber, dass es nicht mehr lange dauert, bis sich der „wahre“ Wert der DC zeigt.

Was hat sich geändert?

Wie unterscheiden sich die neuen Anforderungen von dem, was wir bisher im Markt gesehen haben? Abbildung 3 (unten) zeigt die historischen DC-Anforderungen sowie die neu angekündigten Anforderungen für November.

Auffällig ist, dass diese überarbeiteten DC-Anforderungen deutlich niedriger ausfallen als zuvor angekündigt: Die durchschnittliche Anforderung sinkt von 1.100 MW (im Oktober) auf 221 MW im November – ein Rückgang um 80 %.

Dynamic Containment High: Neue Hoffnung (Episode IV)

Während die Anforderungen des ESO für DC-Niedrigfrequenz sinken (und die Preise voraussichtlich folgen werden), gibt es für DC-Anbieter einen Lichtblick: Der Start von Hochfrequenz-DC (DCH), der für den 21. Oktober 2021 geplant ist. Abbildung 4 (unten) zeigt die vorgeschlagenen Anforderungen im Detail.

Insgesamt sind das gute Nachrichten für BESS – ein neuer Markt öffnet sich, mit durchschnittlichen Beschaffungsniveaus von 177 MW. Auch wenn das nicht ausreicht, um alle installierten britischen BESS aufzunehmen, bietet es dennoch einen neuen Cashflow zur Unterstützung der Einnahmestruktur.

Es ist zu beachten, dass der ESO derzeit noch keine Informationen darüber veröffentlicht hat, wie sich die Volumenanforderungen im Tagesverlauf ändern werden. Wir erwarten jedoch bald weitere Details, da der ESO angekündigt hat, „in den kommenden Wochen spezifischere [DCH]-Anforderungen, einschließlich nach EFA-Block, zu kommunizieren“.

Stacking

Wichtig für DC-Anbieter ist, dass das Stacking der High- und Low-Produkte erlaubt sein wird. Daher ist zu erwarten, dass BESS-Anlagen gleichzeitig auf beide Services bieten und bei erfolgreichem Vertragsabschluss eine symmetrische Frequenzregelung bereitstellen.

Was bedeutet das in der Praxis? Die Einführung von DCH wird die Größe des Marktes für Frequenzregelung nicht erhöhen – wir erwarten weiterhin einen intensiven Wettbewerb sowohl bei High- als auch Low-DC. Stattdessen kann DCH als Möglichkeit gesehen werden, die Einnahmen bestehender DC-Anbieter zu stärken (was angesichts des erwarteten Rückgangs der DCL-Einnahmen zum richtigen Zeitpunkt kommt).

In dieser neuen Welt der Sättigung und mehreren Märkten müssen sich die Bietstrategien weiterentwickeln, um erfolgreich Verträge zu sichern – kürzbare Gebote und die Verknüpfung von Verträgen über Märkte und EFA-Blöcke hinweg werden entscheidend sein.

Der Blick aufs große Ganze

Neben den Anforderungen für November 2021 für DCH und DCL hat der ESO auch Details zu den Sommeranforderungen 2022 für beide Services veröffentlicht. Abbildung 5 (unten) zeigt die Prognose für die durchschnittlichen DC-Anforderungen.

Laut aktueller Prognosen erwartet der ESO, im Sommer 2022 größere Volumina zu beschaffen. Dies ist auf eine geringere Nachfrage und eine reduzierte Systemträgheit zurückzuführen, ebenso wie auf ein erhöhtes Risiko von RoCoF-Ausfällen (Rate of Change of Frequency) im Zusammenhang mit höheren Anteilen eingebetteter Solarstromerzeugung. Diese Faktoren werden künftig eine wichtige Rolle für die Anforderungen an die Frequenzregelung spielen.

Der längerfristige Ausblick auf die DCH/L-Anforderungen ist noch unklar, aber auf folgende Entwicklungen sollte geachtet werden:

Neue Kapazitätszugänge, die die größten Erzeugungs- oder Nachfrageverluste im System erhöhen und das Trägheitsprofil verändern, z. B. Interkonnektoren; Ausbau erneuerbarer Energien; große Kraftwerksprojekte.

Abschaltung alter Services, z. B. EFR; FFR.

Einführung neuer Produkte, z. B. Dynamic Regulation und Dynamic Moderation.

Fortschritte bei verschiedenen NG ESO-Initiativen, z. B. Stabilitäts- und Trägheits-NOA-Pfade (Network Operability Assessment); das Accelerated Loss of Mains Change Programme (ALoMCP).

Wie wird BESS reagieren?

Kurz gesagt: Wir treten erneut in eine Phase der Marktsättigung für Frequenzregelung ein. Abbildung 6 (unten) zeigt die installierte BESS-Kapazität im Verhältnis zur Marktgröße für Frequenzregelung.

In den ersten drei Quartalen 2020 erlebten wir eine Marktsättigung. Für BESS-Betreiber kam DC im Oktober 2020 gerade rechtzeitig und belebte den Markt. Während das DC-Volumen nun abnimmt, wird die Sättigung zurückkehren – diesmal mit zusätzlichen 420 MW BESS im System. Wie wird BESS reagieren?

Erfahrungen aus der Vergangenheit zeigen: Wahrscheinlich werden BESS wieder auf traditionelle FFR-Services zurückgreifen – entweder auf die wöchentlichen Auktionen (solange es sie noch gibt) oder die monatlichen Ausschreibungen. Allerdings können FFR und DC allein nicht die gesamten 1,3 GW britischer BESS stützen.

Vor diesem Hintergrund ist zu erwarten, dass hybride Strategien aus Merchant- und Nebenmärkten entstehen, wobei BESS DC-Verträge sichern, wenn die Markttiefe es erlaubt, und ansonsten in den Großhandelsmarkt wechseln, um Erlöse zu erzielen.

Wichtige Erkenntnisse

Das letzte Quartal 2021 dürfte für BESS eine volatile Zeit werden. Die lukrativste Einnahmequelle versiegt, neue Services werden eingeführt und (wenn der September ein Indikator ist) steht ein Winter mit hohen Strompreisen bevor.

Die Preise für DCL werden ab Anfang November von £17/MW/h fallen, mit erwarteter Marktsättigung in jedem EFA-Block im gesamten Monat. Da die DC-Preise sinken werden, bringt die Einführung von DCH für Anbieter eine gewisse Entschädigung. Auch wenn sie in DCL nicht mehr £17/MW/h erzielen, bietet DCH BESS einen Zugang zu einer neuen Einnahmequelle – wenn auch zu einer weiteren gesättigten.

Wir werden wahrscheinlich neue Bietstrategien in DC sehen, mit einer gewissen Rückkehr zu alten Services und einem stärkeren Fokus auf den Eigenhandel, um entgangene Einnahmen auszugleichen. Bleiben Sie auf der Modo-Plattform auf dem Laufenden über die neuesten Entwicklungen.