Am 29. März 2022 gab National Grid ESO die Triads für den Winterzeitraum 2021/22 bekannt. In Abbildung 1 und Tabelle 1 (beide unten) ist zu sehen, wann diese drei Spitzenwerte auftraten.

(Bemerkenswert ist, dass nur 6 MW zwischen dem Peak am 2. Dezember und dem am 29. November lagen. Zudem fiel keiner der Peaks in die Abrechnungsperiode 36.)

In diesem Artikel betrachten wir:

• Was Triads sind.
• Wie Batteriespeichersysteme (BESS) in und um die Triad-Perioden 2021/22 agierten.
• Und eine Aufschlüsselung der jeweiligen Betriebsweisen ausgewählter BESS-Anlagen zu diesen Zeiten.

Im folgenden Video diskutieren Imrith und Neil, wie Batterien während der Triad-Saison 2021/22 betrieben wurden:

Was sind Triads?

Triads sind die drei halbstündigen Abrechnungszeiträume mit der höchsten Nachfrage im Übertragungsnetz – zwischen November und Februar (einschließlich) – und jeweils mindestens zehn Tage voneinander getrennt.

Sie geben während der abendlichen Spitzenzeiten ein Signal zur Verbrauchsreduzierung (oder, wo möglich, zur Erhöhung der Einspeisung). Typischerweise fallen sie auf Montag bis Donnerstag zwischen 17:00 und 18:00 Uhr, wenn es besonders kalt ist. In diesen Zeiträumen – bei höchster Nachfrage – ist das Übertragungsnetz am stärksten belastet.

Triads dienen zur Bestimmung der Netznutzungsgebühren (TNUoS) für halbstündlich gemessene Nutzer des Übertragungsnetzes – das betrifft vor allem große industrielle oder gewerbliche Stromverbraucher, Erzeuger und natürlich Batteriespeicher. Für diese Nutzer wird die TNUoS-Gebühr (teilweise) anhand ihres durchschnittlichen Verbrauchs während der Triad-Perioden berechnet.

TNUoS-Gebühren setzen ein starkes Preissignal für halbstündlich gemessene Verbraucher, ihren Verbrauch während der abendlichen Winterspitze (wenn möglich) zu reduzieren – besonders, wenn die Nachfrage insgesamt sehr hoch ist. Daher kann die Prognose, wann die Triads auftreten, zu erheblichen Kosteneinsparungen führen, indem hohe TNUoS-Kosten vermieden werden. Allerdings macht dies die Triads schwerer vorhersehbar. Einfach gesagt: Wenn alle ihren Verbrauch gleichzeitig senken (oder die Einspeisung erhöhen), weil sie glauben, es sei eine Triad, wird stattdessen ein anderer Zeitpunkt zur Triad.

Was machten Batteriespeicher während der Triads?

Dezentral einspeisende Anlagen (d. h. an das Verteilnetz angeschlossene Anlagen) erhalten während der Triads eine Einspeisevergütung. Die Höhe richtet sich nach zwei Faktoren:

1. Durchschnittliche kW-Einspeisung während dieser Zeiträume und
2. einem standortabhängigen Einspeisetarif (nach Netzeinspeisepunkt, GSP).

Diese Zahlungen können lukrativ sein, wenn die Triads richtig vorhergesagt werden. Liegt man jedoch falsch, riskieren diese Anlagen, Einnahmen durch das Verlassen von Frequenzregelungsdiensten während dieser Perioden zu verlieren.

In diesem Abschnitt betrachten wir, wie siebzehn Anlagen (mit insgesamt 588,5 MW Leistung) dazu beitrugen, die Nachfrage in und um die Triad-Perioden zu senken. Unsere Auswahl beschränkt sich auf Balancing Mechanism-registrierte Anlagen.

Erste Triad: 2. Dezember 2021

Abbildung 3 (unten) zeigt das Betriebsprofil dieser Anlagen während der ersten Triad am 2. Dezember 2021.

• Der maximale BESS-Export verfehlte die Triad um eine Abrechnungsperiode. Die meisten Optimierer gingen davon aus, dass die Triad in Periode 35 oder 36 (wie historisch üblich) fallen würde, und exportierten entsprechend.
• Tatsächlich fiel die Triad aber auf Periode 34 (16:30–17:00 Uhr). BESS exportierten kumuliert nur 19,45 MW während der Triad. Dies wurde von vier Anlagen (Contego, Creyke Beck, Pelham und Roundponds) erbracht, das sind 12 % ihrer gesamten Nennleistung.

Keine Triad: 29. November 2021

Wie bereits erwähnt, lagen zwischen dem Peak am 2. Dezember (der tatsächlichen Triad) und dem am 29. November nur 6 MW. Abbildung 4 (unten) zeigt, wie viele Anlagen erwarteten, dass dies eine Triad sein würde – BESS exportierten netto 302 MW in Periode 35. Hätten die BESS 7 MW weniger exportiert (weniger als 3 % des Gesamtexports) – und damit die Gesamtnachfrage um 7 MW erhöht –, wäre dies die erste Triad der Saison gewesen. Die BESS, die zu diesem Zeitpunkt exportierten, hätten deutlich höhere TNUoS-Einnahmen erzielt.

Zweite Triad: 5. Januar 2022

Abbildung 5 (unten) zeigt das Betriebsprofil dieser Anlagen während der zweiten Triad am 5. Januar 2022.

• Im Januar war die FFR-Teilnahme der BESS deutlich höher als im Dezember. 42,4 % (250 MW) der Kapazität der betrachteten BESS-Anlagen stellten im EFA 5 (15:00–19:00 Uhr) im Januar diesen Dienst bereit. Im Dezember waren es 0 %.
• Bei der zweiten Triad war die Erfolgsquote der verfügbaren BESS-Anlagen (also jener, die nicht an FFR teilnahmen und daher exportieren konnten) deutlich höher: 92 % der verfügbaren Kapazität wurde exportiert.

Die dritte Triad (20. Januar) zeigte ein sehr ähnliches Profil wie die zweite.

BESS-Anlagen im Detail

Triads-Fallstudie: Minety (20. Januar)

Abbildung 6 (unten) zeigt das Betriebsprofil der Minety-Batterie am 20. Januar – dem Tag der dritten Triad.

Schauen wir uns an, was Minety in jedem EFA-Block an diesem Tag gemacht hat:

1. Symmetrische Teilnahme an DC Hoch- und Niedrigfrequenz (82 MW), um die Einnahmen zu maximieren.
2. Import, um den Ladezustand zu steuern und sich auf die abendliche Spitze/potenzielle Triad vorzubereiten.
3. Asymmetrische DC-Teilnahme, mehr DCH als DCL.
4. Asymmetrische DC-Teilnahme, mehr DCH als DCL. (Allerdings mit geringeren Volumina als in EFA 3, um während der abendlichen Triad mit maximaler Kapazität exportieren zu können.)
5. Export während der Spitzenzeit (spätere Triad).
6. Import, um den Ladezustand wieder auszugleichen und die DC-Bereitstellung im folgenden EFA-Block zu ermöglichen.

BESS-Anlagen nach Triad-Erfolgsquote gerankt

Tabelle 2 (unten) zeigt Betrieb und die daraus resultierenden TNUoS-Einnahmen der siebzehn BMU-Anlagen, die wir in diesem Abschnitt betrachtet haben. Wir haben diese Anlagen nach dem Anteil ihrer Nennleistung (MW), den sie durchschnittlich während der Triad-Perioden exportierten, sortiert (dies ist in Tabelle 2 als „Normalisierte Kapazität“ bezeichnet).

Abbildung 7 (unten) fasst zusammen, wie diese Anlagen auf dem Modo Leaderboard während der Triad-Monate abschnitten, inklusive der empfangenen TNUoS in diesem Zeitraum.

• Contego hatte sowohl die höchste normalisierte Triad-Exportkapazität als auch die höchsten Einnahmen in diesem Zeitraum. Empfangene TNUoS machten 6 % der Gesamteinnahmen aus.
• Bei Hill Farm machten empfangene TNUoS mit 9,64 % den höchsten Anteil an den Einnahmen aus – mehr als bei jeder anderen Anlage.
• In diesem Zeitraum waren empfangene TNUoS für BESS-Anlagen lukrativer als die Teilnahme am Balancing Mechanism.
• Insgesamt erzielten die Anlagen £23.345/MW an empfangenen TNUoS, was 2,77 % aller Einnahmen der siebzehn Anlagen in diesem Zeitraum entspricht.

Abschließende Gedanken

Richtig vorhergesagt, bieten Triads eine willkommene Gelegenheit für Betreiber von Batteriespeichern, ihr Winter-Einnahmenportfolio zu stärken. Wie das Timing der Triad am 2. Dezember zeigt, werden sie jedoch immer unberechenbarer. All dies erhöht die Komplexität beim Betrieb von BESS-Anlagen in den Wintermonaten.

Optimierer müssen ohnehin schon den Ladezustand ihres Assets steuern, entscheiden, wann oder ob sie Frequenzregelung anbieten, und ob dies symmetrisch erfolgen soll oder nicht. Die Ergebnisse dieser Entscheidungen beeinflussen die Möglichkeit, von TNUoS-Einspeisevergütungen zu profitieren.

Mit der bevorstehenden Umsetzung der Targeted Charging Review der Ofgem erwarten wir jedoch, dass 2022/23 der letzte Winter mit Triads sein wird – zumindest für den Restanteil der TNUoS-Gebühr. Ab April 2023 werden diese Gebühren für alle Haushalte und Unternehmen als Festgebühren erhoben. Der ortsgebundene Tarifbestandteil bleibt in einigen Regionen erhalten. Das bedeutet zwar eine Einnahmequelle weniger für Batteriespeicher, aber die Kosten für die Netzunterhaltung werden gerechter auf die Nutzer verteilt.