Das ESO führt eine Konsultation zu Änderungen der Vorschriften für die Dynamic Frequency Response-Dienstleistungen durch. Die Konsultation ist für Rückmeldungen aus der Branche bis zum 29. Juli 2024 geöffnet. Bei Umsetzung werden die Änderungen Auswirkungen auf Dynamic Containment, Dynamic Moderation und Dynamic Regulation haben. Dieser Artikel beleuchtet die Vorschläge und deren potenzielle Auswirkungen auf den Betrieb von Batteriespeichern.

Alle vorgeschlagenen Änderungen der Dynamic Frequency Response-Dienste

Das ESO schlägt folgende Änderungen vor:

• Abschaffung der maximalen Rampenraten
• Änderungen im Management des Energiezustands
• Pflicht zur Übermittlung von Betriebsdaten durch Nicht-BMU-Einheiten
• Versand von Disarm- und Re-Arm-Anweisungen außerhalb der Vertragslaufzeiten
• Neue Strafzahlungen bei Nichterbringung
• Erhöhung der maximalen Vertragsgröße auf 100 MW
• Null-Deadband für nicht laufzeitbegrenzte Einheiten
• Zahlungen an Sekundäranbieter

Die vollständige Dokumentation zu den ESO-Vorschlägen finden Sie hier. Das ESO bittet die Branche, Rückmeldungen über das auf der Website bereitgestellte Proforma zu den Vorschlägen einzureichen.

Das ESO und Ofgem werden die Vorschläge prüfen und, falls genehmigt, werden die Änderungen im November 2024 in Kraft treten.

Abschaffung der maximalen Rampenraten könnte Batterieerlöse um bis zu 12 % steigern

Die Rampenrate einer Batterie beschreibt, wie schnell sie Erzeugung oder Verbrauch erhöhen kann, gemessen in MW/Minute. Maximale Rampenraten verhindern, dass Batterien die Leistung entgegen der Richtung ihres Frequenzregelungsvertrags erhöhen. Derzeit sind Rampenraten auf 5 % des Vertragsvolumens pro Minute begrenzt. Eine 50-MW-Batterie mit einem 10-MW-Dynamic-Regulation-High-Vertrag kann also nur mit 500 kW/Minute hochregeln.

Das bedeutet, dass die Regel zur maximalen Rampenrate einschränkt, wie eine Batterie Frequenzregelung mit Handel kombiniert. Die Abschaffung dieser Regel könnte dazu führen, dass die Erlöse aus Batteriespeichern um bis zu 12 % steigen.

Das ESO wird das Management des Energiezustands durchsetzen

Das ESO gibt Hinweise, wie Batterien bei gleichzeitiger Bereitstellung von High- und Low-Frequenzregelung ausreichend Leistung für das Energiemanagement reservieren sollten. Beispielsweise bei der Bereitstellung von 30 MW Dynamic Regulation High und Low – auch als „symmetrischer Frequenzregelungsvertrag“ bezeichnet. Diese Hinweise sehen vor, dass Batterien genügend Leistung in die entgegengesetzte Richtung ihres Vertrags reservieren, um 20 % der für die Leistungserbringung benötigten Energie in einer Abrechnungsperiode zurückzugewinnen.

Jeder Frequenzregelungsdienst erfordert, dass Batterien für folgende Zeiträume volle Leistung liefern können:

• 15 Minuten – Dynamic Containment
• 30 Minuten – Dynamic Moderation
• 60 Minuten – Dynamic Regulation

Das bedeutet, Betreiber von Batteriespeichern sollten berechnen, wie viel Leistung für die jeweilige Vertragsgröße in jedem Dienst reserviert werden muss, und ihre Gebote entsprechend anpassen. Sie können dazu die untenstehende Tabelle nutzen.

Beispiel: Eine Batterie, die 30 MW Dynamic Regulation symmetrisch bereitstellt, benötigt 30 MWh Energie (60 Minuten bei voller Leistung) zur Vertragserfüllung. Sie müsste in der Abrechnungsperiode 20 % dieser Energie (6 MWh) wiederherstellen können. Um 6 MWh in einer Abrechnungsperiode (30 Minuten) zurückzugewinnen, müsste sie mit 12 MW importieren oder exportieren. Dies ist die Leistung, die für das Energiemanagement reserviert werden muss. Die restliche verfügbare Leistung kann die Batterie in anderen Märkten einsetzen.

Das ESO wird dies nun als Teil der Servicebedingungen durchsetzen, es wird also nicht mehr nur als Leitfaden angeboten. Zudem sollten Batterien sicherstellen, dass sie während der Lieferung ausreichend Energie managen. Wenn eine Batterie einen EFA-Block mit zu wenig Energie betritt, um ihren Frequenzregelungsvertrag zu erfüllen, gilt sie als nicht verfügbar und verstößt gegen die Servicebedingungen.

Nicht-Balancing-Mechanism-Einheiten müssen jederzeit Betriebsdaten übermitteln

Derzeit müssen Nicht-Balancing-Mechanism-Einheiten (BMUs) nicht jederzeit Betriebsdaten übermitteln. Dazu zählen Betriebs-Messdaten, Basisdaten und Leistungsdaten.

Das ESO nutzt diese Daten, um zu überprüfen, ob Einheiten die Frequenzregelung wie erwartet erbringen. Das ESO schlägt vor, dass künftig auch Nicht-BMU-Einheiten dieselben Daten wie BMUs übermitteln müssen. Dadurch erhält das ESO einen besseren Überblick über verfügbare Batteriespeicher. Die Nichtübermittlung von Betriebsdaten führt zu einer Leistungssanktion.

Das ESO kann Betriebsanweisungen vor Beginn der Frequenzregelungsverträge senden

Durch diese Änderung kann das ESO Batterien anweisen, die Frequenzregelung vor Vertragsbeginn zu stoppen oder wiederaufzunehmen (Disarm/Re-Arm). Dies ist gelegentlich nötig, wenn eine Batterie durch die Bereitstellung der Dienstleistung Betriebsprobleme wie Frequenzoszillationen verursachen könnte.

Derzeit kann das ESO solche Anweisungen nur während der Vertragslaufzeit geben, wodurch eine kurze Phase entsteht, in der eine Einheit vor Erhalt der Anweisung Betriebsprobleme verursachen könnte. Batterien, die sich nicht entsprechend den neuen Leistungssanktionssystemen deaktivieren oder reaktivieren, werden nach dem neuen Sanktionssystem bestraft.

Leistungssanktionen bei der Frequenzregelung folgen künftig einem Stufensystem

Das ESO schlägt ein neues Stufensystem für Leistungssanktionen bei Nichteinhaltung der Servicebedingungen vor. Das neue System sieht strengere Strafen für wiederholte Verstöße vor. Das ESO bewertet die tägliche Leistung der Batterien monatlich. Die folgende Tabelle zeigt, nach welchen Kriterien Batterien geprüft werden und wie die Sanktionen angewendet werden. Einige Prüfungen und Strafen werden nach Ermessen des ESO-Account-Managers (ADAM) verhängt.

Dieses neue System ermöglicht es dem ESO, die Zahlung für einen EFA-Block zu streichen oder eine Batterie vorübergehend zu sperren. Es enthält zudem spezifische Grenzen für die Anzahl der täglichen Verstöße, bevor sich die Sanktionsschwere erhöht. Bisher konnte das ESO nur Zahlungen für eine Abrechnungsperiode streichen oder eine Einheit abmelden.

100-MW-Einheiten könnten alle Frequenzregelungsdienste erbringen

Derzeit liegt die maximale Vertragsgröße für Dynamic Regulation und Dynamic Moderation bei 50 MW, für Dynamic Containment bei 100 MW. Das ESO schlägt vor, die maximale Vertragsgröße für Dynamic Regulation und Dynamic Moderation auf 100 MW zu erhöhen.

Dollymans, im Besitz von Statera, ist derzeit die einzige in Großbritannien betriebene 100-MW-Batterie. Bis Ende 2024 wird jedoch erwartet, dass Blackhillock Phase 1 (Zenobe) mit zwei registrierten 100-MW-Einheiten in Betrieb geht.

Das ESO plant, neue Technologien für die Frequenzregelung zuzulassen

Das ESO schlägt vor, dass Technologien, die nicht laufzeitbegrenzt sind, Frequenzregelung bereitstellen dürfen und diesen Einheiten die Nominierung eines „Zero Deadband“ erlauben. Das bedeutet, sie würden bereits auf Frequenzabweichungen reagieren, sobald die Frequenz von 50 Hz abweicht. Für Batterien gibt es derzeit einen Deadband von +/–0,015 Hz, in dem sie nicht reagieren müssen.

Diese Änderung würde frühestens im März 2025 umgesetzt. Das ESO wird dazu weitere Dokumente veröffentlichen.

Das ESO wird Sekundäranbieter direkt bezahlen

Anbieter von Frequenzregelung können Verträge an einen alternativen Anbieter übertragen. Bisher zahlt das ESO die Verfügbarkeitsvergütung an den ursprünglichen Anbieter, der diese dann an den Sekundäranbieter weiterleitet. Zur Vereinfachung wird das ESO die Verfügbarkeitszahlungen künftig direkt an den Sekundäranbieter leisten.