Im Jahr 2016 startete National Grid eine der ehrgeizigsten Ausschreibungen seiner Geschichte – die 200-MW-Auktion für Enhanced Frequency Response (EFR). Dies führte zu Investitionen von rund 100 Mio. £ in neue Anlagen und gab der Energiespeicherbranche in Großbritannien den entscheidenden Impuls. Dieser Artikel erklärt, was Sie über EFR wissen müssen und wie es den Markt für Energiespeicher heute beeinflusst.

Warum wurde ein neuer Frequenzregelungsdienst eingeführt?

Historisch gesehen nutzte National Grid sogenannte „Legacy“-Dienste wie Firm Frequency Response (FFR), um die Netzfrequenz bei 50 Hz zu halten. Es gibt auch andere Steuerungsmöglichkeiten, z. B. im Balancing Mechanism, darauf gehen wir hier jedoch nicht ein. Viele Jahre lang war FFR für diese Aufgabe gut geeignet, insbesondere in der „alten Welt“ zentralisierter Kraftwerke mit schweren Turbinenrotoren, die Generatoren antreiben. FFR verlangt von den Anbietern eine Reaktionszeit von 2 bis 10 Sekunden, was damals ausreichend war, da die rotierenden Massen der Generatoren viel Trägheit hatten. Doch in den 2010er-Jahren setzten sich Wind- und Solarenergie durch, und das Netz veränderte sich grundlegend. Bereits 2015 erkannte National Grid ein ernsthaftes Problem – diese neue, wetterabhängige Erzeugung (also Wind und Solar) könnte das Netz viel schneller destabilisieren als früher. FFR allein wäre zu langsam, also musste der Dienst „verbessert“ werden. So entstand EFR.

Was ist Enhanced Frequency Response (EFR)?

Der Dienst

Enhanced Frequency Response (EFR) ist dem Firm Frequency Response (FFR) sehr ähnlich, aber, wie der Name schon sagt, eben verbessert. (Zur Klarstellung: EFR ist ebenfalls „firm“, aber das ist ein anderes Thema.) Als EFR-Anbieter ist Ihre Aufgabe wie bei FFR – Sie müssen die Netzfrequenz um 50 Hz stabil halten, indem Sie Ihre Batterie laden, wenn die Frequenz > 50 Hz ist, und entladen (wie ein Generator), wenn die Frequenz < 50 Hz ist. Der große Unterschied bei EFR ist die Geschwindigkeit. Die Anlagen müssen viel schneller reagieren als je zuvor im Netz – eine vollständige Reaktion innerhalb einer halben Sekunde, also mindestens viermal schneller als bei FFR. Weitere wichtige Unterschiede sind ein neues Frequenz-Totband und Leistungsgradienten bei der Reaktion. Siehe unten.

Die Vorbereitungen auf die Auktion

EFR sorgte für viel Aufregung. Im Vorfeld der Auktion im Sommer 2016 sicherten sich Versorger, Anlagenbesitzer, Entwickler, Banken und Berater Grundstücke, Baugenehmigungen, Netzanschlüsse und Finanzierungen. Je näher die Auktion rückte, desto uneiniger waren sich die Prognosen über die Preisentwicklung – die Schätzungen reichten von einstelligen Werten bis zu 35 £/MW/h und allem dazwischen. Die Preise für dynamische FFR lagen bei >20 £/MW/h, und die allgemeine Erwartung war, dass EFR teurer als FFR sein würde. Schließlich ist EFR ein viel fortschrittlicherer, schnellerer Dienst mit höheren Anforderungen an den Energieumsatz (also auch mit höheren Bereitstellungskosten).

Auktionstag – 26. August 2016

Am 26. August 2016 führte National Grid (System Operator) eine Pay-as-bid-Auktion durch, um 201 MW EFR zu beschaffen. Anbieter konnten sich um 4-Jahres-Verträge mit bis zu 50 MW bewerben, mit der Option, den Dienst rund um die Uhr (24/7) oder zeitweise (um z. B. Triad-Perioden im Winter abzudecken) zu liefern. Die Preise lagen deutlich unter den damals (weit verbreiteten) Erwartungen, nämlich zwischen 7 £/MW/h und 11,97 £/MW/h. Die Auktionsergebnisse finden Sie unten.

Wie geht es weiter?

EFR wurde eingestellt – National Grid hat bestätigt, dass es keine weiteren EFR-Auktionen mehr geben wird. Dennoch lebt der Gedanke von EFR in den neuen Frequenzregelungsdiensten von National Grid ESO weiter. Dynamic Containment (gestartet im Oktober 2020) führt das EFR-Konzept mit extrem schnellen Reaktionszeiten fort. Weitere Informationen zu Dynamic Containment finden Sie auf der Modo-Plattform.