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一、机组发电量
8月英国低碳发电比例创历史新高达68%
• 8月总需求降至18.4TWh，低于7月的19.2TWh。此外，8月峰值需求达到33.1GW，较7月的32.8GW略有增加。相比之下，2024年8月的总需求比去年同期的18.3TWh略有增加。
• 2024年8月，清洁低碳能源占发电量的68%，创下英国有史以来单月低碳发电比例的最高记录，比2023年8月增加17%。低碳发电量同比增长可归因于需求下降和所有低碳能源发电量增加，尤其是抽水蓄能、生物质能和风电发电量分别增加了156%、77%和37%。此外，生物质能、抽水蓄能、风电和核电资产的机组可用性提高也贡献了这一增长。
• 8月核电总发电量达到3.9TWh，是过去一年中最高的月度核电发电量。本月核电在英国发电结构中贡献第二大份额，占21%，而风电占比最大，为29%。8月，核电资产的月平均不可用容量为926MW，比7月（1,722MW）下降46%，是今年迄今为止该资产组最低的不可用容量。
• 2024年8月的平均发电碳排放强度为83gCO2/KWh，比7月的114gCO2/KWh下降27%，是英国有史以来记录的最低月度值。8月低碳发电量强劲，随后降低了能源价格，减少了CCGT发电和互联线进口。CCGT发电量在8月下降29%至3.53TWh，低于7月的5.00TWh，是英国有史以来记录的最低月度发电量，超过了2024年4月的前低。这一低水平可归因于日前价格出现负值的频率增加以及更便宜的可再生能源发电量增加。
二、储能系统机组表现
8月电池储能系统资产实现自2023年10月以来的最高收入
• 8月，估计电池储能系统机组每MW月收入为3,860英镑，高于7月的2,374英镑，是自2023年10月以来的最高月度收入。这一增长主要归因于平衡机制（BM）、批发市场和辅助服务（特别是动态调节（DR））收入的增加。
• BM收入达到774英镑/MW，高于7月的254英镑/MW，这是过去一年中电池储能系统在BM中获得的最高收入，超过215英镑/兆瓦。尽管总体增加，BM收入在8月11日达到月度最低值-23英镑/MW。当天，英格兰南部两个大型CCGT（最小非零时间（MNZT）均为6小时）被启动以应对电压约束。这些CCGT全天保持运行，提供了当天总接受报价量的72%以上。由于在BM中被调用的可能性很小，电池储能系统资产被激励在日内批发市场出售电力，导致当月第五高的批发电池储能系统收入（81英镑/MW）。为恢复充电状态，电池储能系统资产向BM提交了有竞争力的投标以便被接受，导致其在BM中的月度最低收入类似情况发生在19日，导致BM收入低（-14英镑/MW）和当月最高的批发收入101英镑/MW。
• 8月批发收入总计1,627英镑/MW，高于7月的1,221英镑/MW。这是过去一年中电池储能系统从批发交易中获得的最高收入，超过235英镑/MW，可归因于日前（DA）价格差的增加。电池从更高的价差中受益，因为它们可以在低价时买入电力，高价时卖出，最大化收益。本月，平均日价差为70英镑/兆瓦时，是年初至今的最高水平。
• 辅助市场收入环比增长66%，可归因于频率响应价格上涨 - 是年初至今仅次于4月的第二高价格。价格上涨是由发电结构的变化和DA负价格出现频率的增加所驱动。
三、风电限电
风电限电量比7月增加424%，是年初至今最高水平，超过500GWh
• 8月在BM中观察到1,234GWh的风电限电量，比7月的236GWh增加424%，是年初至今记录的最大限电量，超过500GWh。风电限电量的这一激增导致成本从7月的1,110万英镑增加到8月的6,860万英镑，增加了5,850万英镑。
• 风电发电量（限电前）在8月增加49%，总计5.24TWh，高于7月的3.51TWh。这主要是由于整个英国的风速环比上升39%，达到7.54米/秒。
• 8月，苏格兰的平均风速达到8.13米/秒，比上月高49%，是自2024年2月以来苏格兰记录的最高平均风速。此外，苏格兰（1-6区）的平均需求下降8%至1.29GWh，低于7月的1.40GWh。需求减少加上全月风电发电量增加导致大量风电发电量流过B6边界，造成瓶颈和热力约束，最终导致高水平的风电限电。
• 8月21日出现了过去一年中最高的单日风电限电量，超过93GWh。这是由于集中在苏格兰的高风力发电导致B6边界出现热力约束，贡献了8月最高的热力约束量和成本，分别为96.5吉瓦时和1,550万英镑。
四、8月27日昂贵的解除操作
之前指令的BM容量被解除，价格达到10,000英镑/兆瓦时
• 8月27日第26个结算期，Kemsley电池提交的PN（批发市场位置）在前5分钟为0兆瓦，然后在剩余时间降至-8MW。该电池在第26个结算期内收到控制室9组不同的指令来改变其运行曲线，所有指令都要求在其PN之上或等于PN运行。
• PN和MEL（最大出口限制）之间的所有报价容量定价为91.79英镑/MWh。第26个结算期接受的总报价容量为5.1MWh，净报价收入为472英镑。
• 12:42发出19908号指令，遵循右图虚线绿色曲线的曲线。随后在12:43时发出19909号指令，遵循右图实线绿色曲线。第二个操作减少了12:54至12:56之间的输出，使其成为一个解除操作。
• 任何解除先前报价指令的容量可以与原始报价价格不同定价，在这种情况下，Kemsley的反向价格为-10,000英镑/MWh。这意味着12:54至12:56之间0.03兆瓦时的容量减少为该单元带来333英镑的净收入，占Kemsley在整个时期BM收入的41.4%。
• 接受价格低至-10,000英镑/兆瓦时的操作是罕见的，通常可以避免。在此期间，有大量来自灵活资产（如其他电池）的操作，这些操作可以以远低的价格实现相同的发电量减少。对OBP算法的改进应该有助于减少不必要的昂贵操作的发生。
五、动态频率响应月度回顾
IFA2故障和频率响应
• 8月28日，IFA2互联线跳闸，从原计划的1GW进口到英国在07:00降至09:00时的0GW。结果，系统频率在09:02时降至49.7赫兹，低于49.9赫兹的运行限制。
• 故障发生在EFA第3区块期间，电系统运营商（ESO）为此采购了1.2GW的DC-L，0.33GW的DR-L和0.17GW的DM-L。
• 所有采购的DR-L和DM-L容量应该已经投入使用，还有额外约300MW的DC-L，在09:03时将系统频率恢复到运行限制范围内。这一响应可能由71个独特的电池储能系统资产（DC-L），19个DR-L和14个DM-L资产处理，这些资产在相关EFA区块中被接受有正容量。
