​PJM beschafft Hilfsdienste auf seinen Großhandelsmärkten, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Diese Dienste verfolgen vor allem zwei Hauptziele:

• die Netzfrequenz kontinuierlich um 60 Hz zu halten und
• schnell zusätzliche Kapazität für unvorhergesehene Ereignisse wie einen Ausfall eines Generators bereitzustellen.

Es gibt weitere Dienste – wie den Black Start Service – die PJM aus anderen Gründen vorhält, beispielsweise um das Netz nach einem Stromausfall wieder hochzufahren. Diese Dienste werden nicht über die Großhandelsmärkte beschafft, und nur ein kleiner Teil der Ressourcen ist dafür qualifiziert.

​Was sind PJM-Hilfsdienste und welchem Zweck dienen sie?

PJM beschafft vier Hilfsdienste über die Großhandelsmärkte:

• Regelenergie,
• Synchronisierte Reserve Services (SRS),
• Primäre Reserve Services (PRS) und
• 30-Minuten-Reserve Services (TMRS).

​Die drei Reserve-Dienste unterscheiden sich hinsichtlich der Ressourcen, die sie bereitstellen können, sowie der erwarteten Reaktionszeiten.

SRS umfasst ausschließlich synchronisierte Ressourcen – das heißt, aktiv online verfügbare Ressourcen, die innerhalb von 10 Minuten oder weniger reagieren können.

PRS schließt alle SRS-Anbieter sowie zusätzliche nicht-synchronisierte Ressourcen ein – also offline verfügbare Ressourcen, die ebenfalls innerhalb von 10 Minuten oder weniger reagieren können.

Schließlich umfasst TMRS alle SRS- und PRS-Anbieter sowie weitere sekundäre Ressourcen – damit sind sowohl offline als auch online Ressourcen berechtigt, die innerhalb von 10 bis 30 Minuten reagieren können.

Wer stellt Hilfsdienste bereit?

Ressourcen sind berechtigt, Regelenergie bereitzustellen, wenn sie:

• sich im Steuerungsbereich von PJM befinden,
• automatische Steuerungssignale vom Systembetreiber empfangen und darauf reagieren können,
• die Mindestleistungsanforderungen erfüllen und einen von PJM definierten Leistungstest bestehen und
• während des Beschaffungsintervalls mindestens 0,1 MW Regelenergie bereitstellen können – ist eine Ressource zwar grundsätzlich berechtigt, hat jedoch keine verfügbare Leistungsreserve, kann sie keine Regelenergie erhalten.

Fast alle Ressourcen können Kapazität in den Reservemärkten anbieten, wenn sie:

• sich im Steuerungsbereich von PJM befinden,
• nicht als „nur für Notfälle“ gekennzeichnet sind,
• nicht als Kernkraft-, Wind- oder Solaranlagen klassifiziert sind (es sei denn, es liegt eine Ausnahmegenehmigung vor) und
• während des Beschaffungsintervalls mindestens 0,1 MW Reservekapazität bereitstellen können.

Darüber hinaus sind folgende Ressourcentypen nicht berechtigt, als nicht-synchronisierte Ressourcen teilzunehmen:

• Economic Load Response – ein Programm, bei dem Unternehmen ihren Stromverbrauch während Zeiten knapper Versorgung reduzieren,
• Hybride Ressourcen – eine Ressource, die mehrere Technologien an einem Netzanschlusspunkt kombiniert,
• Batteriespeicher, die am ESR-Teilnahmemodell teilnehmen – ein Rahmenwerk, das Speicherressourcen die eigenständige Einsatzplanung und Teilnahme an Energie-, Kapazitäts- und Hilfsdienstemärkten ermöglicht, und
• Pumpspeicherwerke, die nicht im von PJM optimierten Pumpspeichermodell enthalten sind – einem Planungstool, das Pumpen, Erzeugung und Reserven für den Folgetag optimiert.

Während eine Vielzahl von Ressourcen an den Hilfsdienstemärkten von PJM teilnehmen, übernehmen bestimmte Ressourcentypen je nach ihren Fähigkeiten unterschiedliche Rollen.

​So stellen beispielsweise Batterien und erdgasbefeuerte Generatoren den Großteil des bereitgestellten Regelenergievolumens. Im Bereich der Reserve-Hilfsdienste werden nicht-synchronisierte Dienste häufig von Wasserkraftwerken und ölbefeuerten Anlagen erbracht, während Erdgas und Kohle die meisten synchronisierten Reserveleistungen liefern.

​Wann setzt PJM seine Hilfsdienste ein?

Systembetreiber setzen Regelenergie kontinuierlich ein, um Angebot und Nachfrage eng aufeinander abzustimmen. Steigt oder fällt die Frequenz über bzw. unter 60 Hz, benachrichtigt PJM die Regelenergieanbieter, ihre Einspeisung zu erhöhen oder zu verringern.

Reserve-Dienste werden von PJM erst nach einer Störung eingesetzt. Im PJM-Gebiet gilt eine Störung als ein Zeitraum von 60 Sekunden, in dem das System entweder 900 MW oder 80 % der größten Einzelstörung verliert.

​In den letzten 10 Jahren gab es 175 dieser Störungen, die jeweils durchschnittlich etwa 10 Minuten dauerten.

Die synchronisierten und primären Reserve-Dienste – SRS und PRS – müssen ihre Leistung nur für 30 Minuten aufrechterhalten. Der 30-Minuten-Reserve-Dienst (TMRS) wird von PJM angefordert, wenn eine Reserveleistung länger als 30 Minuten benötigt wird.

Alle Ressourcen, die Reserve-Dienste bereitstellen – einschließlich TMRS – sind nur verpflichtet, bis zu 30 Minuten nach der Aktivierung zu reagieren.

In den letzten 10 Jahren gab es lediglich drei Reserve-Ereignisse, die länger als 30 Minuten dauerten – alle traten während des Wintersturms Elliot im Dezember 2022 auf. Dies erklärt auch, warum TMRS in der Regel zu $0/MW abgerechnet wird – da dieser Dienst selten benötigt wird.

Wie groß ist der Markt für jeden Hilfsdienst bei PJM?

​PJM legt seine Regelenergie-Anforderungen fest, um die Standards der North American Electric Reliability Corporation (NERC) einzuhalten, die die Frequenz innerhalb vorgegebener Grenzen halten und kleine Abweichungen korrigieren.

Ursprünglich wurde die Beschaffungsanforderung als Prozentsatz der prognostizierten Last festgelegt, später jedoch auf einen festen effektiven MW-Wert umgestellt. Dieser Wert schwankt im Tagesverlauf, je nachdem, ob sich PJM in einer Rampen- oder Nicht-Rampenphase befindet.

Separate NERC-Vorgaben – die die Reaktion nach einer schwerwiegenderen Frequenzstörung regeln – und erweiterte Dienstanforderungen bestimmen die Nachfrage nach Reserve-Diensten.

Die Größe der größten Einzelstörung bei PJM bestimmt letztlich die Zuverlässigkeitsanforderung. Temporäre Bedingungen wie Wetterwarnungen und Notfälle setzen die erweiterte Dienstanforderung fest, die für alle drei Reserven eine Basislinie von 190 MW nutzt.

​Für SRS entspricht die Zuverlässigkeitsanforderung dem Verlust der schwerwiegendsten Einzelstörung im PJM-Gebiet – in der Regel der Ausfall großer Kraftwerke wie Kernkraftwerke. Für PRS beträgt die Anforderung das 1,5-fache dieses Ausfalls. Für TMRS ist die Zuverlässigkeitsanforderung das Maximum aus der PRS-Anforderung, dem größten Gasausfall oder 3.000 MW.

Bei der Erfüllung der Anforderungen in weniger restriktiven Diensten wie TMRS berücksichtigt PJM auch die Volumina von Ressourcen, die in restriktiveren Diensten zugeteilt wurden. Beispielsweise werden SRS-Volumina auch auf PRS- und TMRS-Anforderungen angerechnet.

​Wie erzielen Anbieter dieser Dienste Einnahmen und wie werden Hilfsdienste bepreist?

Regelenergie wird ausschließlich im Echtzeitmarkt beschafft. Die Zahlungen an teilnehmende Akteure basieren auf drei Faktoren: Fähigkeit, Leistung und entgangener Opportunitätskosten. Klicken Sie hier, um mehr darüber zu erfahren, wie PJM die Anforderungen an Regelenergie berechnet.

PJM beschafft Reserve-Dienste sowohl im Echtzeit- als auch im Day-Ahead-Markt. PJM optimiert die kostengünstigste Mischung zur Deckung jeder Reserve-Anforderung – zusammen mit Regelenergie und Energie – unter Berücksichtigung der Lieferfähigkeit.

Der Marktpreis wird als Grenzpreis der teuersten Ressource berechnet, die in einem bestimmten Reservemarkt einen Zuschlag erhält, zuzüglich der Grenzpreise der allgemeineren Reservemärkte, zu denen sie beiträgt.

Daraus ergibt sich eine verschachtelte Preisstruktur auf den PJM-Reservemärkten: Wer einen spezifischeren Dienst bereitstellt, erfüllt automatisch auch die Anforderungen der allgemeineren Dienste.

Konkret bedeutet das: Der SRS-Abrechnungspreis ist die Summe aus dem Grenzpreis des SRS-Marktes und den beiden anderen Reservemärkten. Der PRS-Abrechnungspreis ist die Summe aus den Grenzpreisen für PRS und TMRS. Der Abrechnungspreis für TMRS ist der Grenzpreis nur dieses Marktes.

Welche Hilfsdienste waren in PJM historisch am wertvollsten?

Regelenergie wurde durchweg zu Preisen abgerechnet, die mehr als 5-mal so hoch sind wie die der Reserve-Dienste PRS und SRS.

​Deshalb konzentrieren sich Batterien im PJM-Gebiet bislang vor allem auf Regelenergie-Dienste. Mit dem Markteintritt weiterer Batteriespeicher wird sich dieser Markt jedoch weiterentwickeln und der Wettbewerb unter den Teilnehmern steigen. Dies – zusammen mit der geplanten Reform des Regelenergiemarktes – wird voraussichtlich zu sinkenden Regelenergiepreisen führen.

Wenn die Preise sinken, werden Batterien ihren Fokus stärker auf SRS und PRS richten.

Die jüngsten Preisanstiege auf diesen Reservemärkten deuten darauf hin, dass sich auch dort zunehmend attraktive Möglichkeiten für Batteriespeicher ergeben könnten. Dies wurde vor allem durch eine zunehmende Knappheit im PJM-System und damit steigende Energiepreise ausgelöst.

Sollte sich dieser Trend – wie die Kapazitätsmarktergebnisse vermuten lassen – fortsetzen, könnten Reserve-Dienste für Batteriespeicher (BESS) kurzfristig einen echten Mehrwert bieten. Das gilt, bis der Ausbau ein Niveau wie etwa in ERCOT erreicht, wo eine Marktsättigung die Erlöse im Vergleich zum Energiehandel – also dem Kauf von Strom bei niedrigen Preisen und Verkauf bei hohen Preisen innerhalb eines Betriebstages – oft drückt.