Die Version 3.1 der Modo Energy Battery Revenue Prognose wurde soeben veröffentlicht. Dieses Update führt Balancing Reserve und Generation TNUoS als Standard ein, entfernt Rampenraten-Beschränkungen für die Frequenzregelung und beinhaltet eine vierteljährliche Aktualisierung der Rohstoffpreise. Zudem werden aktualisierte Dispatch-Strategien mit verbesserter Optimierungslogik eingeführt.

Die vollständige Liste der Änderungen finden Sie in unserem Changelog hier.

Am 24. Juli fand ein Webinar statt, in dem die Änderungen durch Version 3 des Prognosemodells vorgestellt wurden. Sie können sich die Aufzeichnung unten ansehen und die Präsentationsfolien hier abrufen.

In diesem Artikel erläutern wir die Aktualisierungen und deren Auswirkungen auf die zukünftige Entwicklung der Batterieerlöse.

Modellierungs- und Methodikänderungen

Verbesserte Optimierungsstrategien ohne Rampenraten-Beschränkungen

Batterieerlöse werden nun für zwei Optimierungsstrategien bereitgestellt: „Merchant-Fokus“ und „Ancillary-Fokus“. Diese ersetzen die Strategien „Nur Merchant“ und „Merchant & Ancillaries“ aus Version 3.0 und früher.

Die neue Strategie „Ancillary-Fokus“ berücksichtigt zukünftige Einnahmen aus dem Balancing Mechanism bei Entscheidungen zur Frequenzregelung. Das bedeutet, dass das System auf niedrigpreisige Frequenzregelungsverträge verzichtet, wenn im Balancing Mechanism höhere Erlöse in Echtzeit erzielt werden können. Mit zunehmenden Dispatch-Raten wird diese Strategie profitabler.

Der ESO führt derzeit eine Konsultation zu Änderungen der Regeln für die Frequenzregelung durch, die die Abschaffung bestehender Rampenraten-Beschränkungen vorsehen. Wir haben diese Beschränkungen nun in unserem Dispatch-Modell entfernt, sodass Batterien bessere Großhandelspreise erzielen können, wenn sie in der Frequenzregelung eingesetzt werden.

Balancing Reserve bietet eine zusätzliche Einnahmequelle

Balancing Reserve wurde im März 2024 eingeführt. Batterien, die für diesen Dienst kontrahiert sind, erhalten eine Vergütung für die Bereitstellung von Kapazität, die im Balancing Mechanism abgerufen werden kann. Balancing Reserve wurde in die Prognose aufgenommen, wobei die Preise auf den aktuellen Marktergebnissen basieren. Sie ist als Option in den Optimierungsentscheidungen beider Strategien („Merchant-Fokus“ und „Ancillary-Fokus“) enthalten.

Kurzfristig steigende Dispatch-Raten im Balancing Mechanism spiegeln die verbesserte Nutzung der Batterien wider

Nach der Umstellung auf die 30-Minuten-Regel im März 2024 stiegen die Dispatch-Raten für Batterien von durchschnittlich 2 % im ersten Quartal auf 9 % im zweiten Quartal. Dies erhöht das Dispatch-Volumen, das Batterien für ein gegebenes verfügbares Volumen erhalten. Im Modell wurden die Dispatch-Raten für die Jahre 2024 bis 2026 angehoben, um diese Entwicklung abzubilden.

Generation TNUoS als Standard enthalten

Es wurden Änderungen sowohl am Generation TNUoS, das von netzgekoppelten Batterien gezahlt wird, als auch am Embedded Export Tariff, der von verteilnetzgekoppelten Batterien gezahlt wird, vorgenommen.

Der umfassende Generation TNUoS ist jetzt als Standard für netzgekoppelte Batterien und verteilnetzgekoppelte Batterien mit mehr als 100 MW enthalten. Im April 2024 veröffentlichte der ESO seine Prognose der umfassenden Erzeugungstarife für 2025–2029, die die Grundlage für die aktualisierten Tarife im Modell bildet.

Der verwendete Annual Load Factor (ALF) wird nach den ersten drei Betriebsjahren auf Basis des Anlagenbetriebs berechnet. Dies kann zu erheblichen Änderungen der Gebühren für Batterien mit längerer Laufzeit und höherer Zyklenzahl führen.

Die Embedded Export Tariffs berücksichtigen nun die Batteriedauer und werden anhand einer Capture-Rate gewichtet, die auf dem Batterieverhalten in historischen Triad-Zeiträumen basiert. Auch diese Tarife wurden nach der Veröffentlichung neuer Prognosen durch den ESO aktualisiert.

Weitere Änderungen

• Die Capex-Kosten für Batterien wurden im Durchschnitt um 30 % gesenkt, um die jüngsten Marktentwicklungen widerzuspiegeln. In Version 3.1 ist die Batteriekapazität im Jahr 2045 daher 4 GW höher als in Version 3.0, mit einem Anstieg bei Systemen mit 6 und 8 Stunden Laufzeit.
• Gaspreise wurden mit den neuesten Terminpreisen aktualisiert, was einen geringen Einfluss auf die Gesamterlöse hat.
• Solarlastfaktoren wurden dem Windjahr angepasst, um die Korrelation zwischen beiden besser abzubilden. Dadurch steigen die Großhandels-Spreads im gesamten Prognosezeitraum und die Häufigkeit von negativen Preisen sinkt.
• Verbesserte Optimierung der Batterieflotte sorgt dafür, dass Großhandelspreise den Einfluss der Speicherflotte besser widerspiegeln. Dies führt in der zweiten Hälfte der Prognose zu höheren Großhandelspreisen, wenn die Gesamtkapazität am höchsten ist.
• Erlöse für Co-Location-Anlagen werden nun getrennt nach Batterie und Solar ausgewiesen, wobei die Solarerlöse pro MWp angegeben werden.

Kurzfristiger Ausblick – 2024 bis 2027

Die Erlöse für eine 2-Stunden-Batterie sollen von rund £60k/MW/Jahr auf £81k/MW/Jahr bis Ende 2024 steigen. Grund sind der steigende Wert des Balancing Mechanism und größere Großhandels-Spreads im Winter.