Regelleistung (Stromnetz)
Die Regelleistung, auch als Reserveleistung bezeichnet, sorgt dafür, dass im Stromnetz jederzeit die Netzlast mit der eingespeisten elektrischen Erzeugung übereinstimmt, und damit die Netzfrequenz in engem Rahmen konstant und das Netz stabil bleibt. Dazu veranlasst der Übertragungsnetzbetreiber instantane Leistungsanpassungen bei regelfähigen Kraftwerken, Pumpspeicherkraftwerken oder regelbaren Verbrauchern (siehe Laststeuerung). Kraftwerksbetreiber oder Verbraucher mit Flexibilitäten können Regelleistung (d. h. eine Leistungsänderung auf Abruf) in einer zentralen Auktion der Übertragungsnetzbetreiber anbieten. Die Übertragungsnetzbetreiber beschaffen die erforderliche Regelleistung über die Auktion bestmöglich. Die Kosten für die Regelenergiebeschaffung werden auf die für Lastabweichungen verantwortlichen Akteure im Stromnetz (die sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen) als sogenannte Ausgleichsenergie umgelegt. Die Beschaffung und der Einsatz von Regelleistung gehört zu den Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber. Weitere Instrumente zur Sicherstellung der Netzstabilität sind der Redispatch und im Extremfall auch der Lastabwurf.
Notwendigkeit der Regelung
Elektrische Stromnetze können keine Energie speichern. Daher muss zu jedem Zeitpunkt die eingespeiste Leistung der Summe entnommener Leistung inklusive Transportverlusten entsprechen. Über den Steuerungsmechanismus des Bilanzkreismanagements werden die Marktteilnehmer (Bilanzkreisverantwortliche) an den Strommärkten verpflichtet, auf Basis täglicher Lastprognosen in jeder Viertelstunde des Folgetages immer ebenso viel Energie an den Energiemärkten zu beschaffen oder in den eigenen zugeordneten Kraftwerken zu erzeugen, wie sie an ihrem Bilanzkreis zugeordnete Zählpunkte liefern oder an den Energiemärkten verkauft haben. Auch die Verteilnetzbetreiber sind als Bilanzkreisverantwortliche verpflichtet, prognostizierte Übertragungsverluste auf den Energiemärkten zu beschaffen.
Die tatsächliche Last weicht jedoch von der prognostizierten Last ab, und diese Abweichung muss kompensiert werden. Abweichungen daraus resultieren in Wechselspannungsnetzen in einer Änderung der Netzfrequenz, welche im gesamten Wechselspannungsnetz einheitlich (synchron) ist: Bei einem Überangebot von Leistung kommt es zu einer Abweichung der Netzfrequenz über der Nennfrequenz, bei einem Unterangebot zu einer so genannten Unterfrequenz. Die Abweichung kann sowohl von der Seite der Einspeise- als auch der Ausspeisepunkte verursacht werden. Beispiele sind Kraftwerksausfälle, nicht eingehaltene Bezugsprofile von Großverbrauchern, Prognosefehler bei der Leistung von Windenergie- oder Photovoltaikanlagen sowie der Verlust von Verbrauchern bei Stromnetzausfällen.
Herrscht ein Leistungsdefizit, ist also zusätzliche Leistung notwendig, um die Netzfrequenz wieder auf die Sollfrequenz zu bringen, so spricht man von positiver Regelleistung. Diese zusätzliche Leistung kann durch Zuschalten weiterer Erzeugungsleistung und/oder Abregelung von Verbrauchern erbracht werden. Im umgekehrten Fall spricht man von negativer Regelleistung, die durch Abregelung von Erzeugungsleistung und/oder zusätzlichen Stromverbrauch bereitgestellt werden kann. Je größer eine Regelzone ist, desto kleiner ist der relative Bedarf an Regelenergie, da die Ursachen für die Schwankungen meistens voneinander unabhängig sind und sich daher teilweise gegenseitig kompensieren.
Schwankungen in der Netzspannung und Abweichungen vom Nennwert der Netzspannung sind hingegen stark durch den regionalen Verbrauch und das Angebot bestimmt und werden beispielsweise durch technische Einrichtungen wie Stufenschalter für Leistungstransformatoren, welche in Umspannwerken untergebracht sind, in bestimmten Bereichen ausgeglichen. Dadurch wird gewährleistet, dass die am Netz angeschlossenen Verbraucher eine elektrische Spannung in einem Toleranzbereich um die Nennspannung nahezu unabhängig vom Lastfluss beziehen können.
Technischer Aufbau der Frequenzregelung
Die ENTSO-E (Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber) ist für die Koordination des Betriebs sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Die ENTSO-E repräsentiert 41 Übertragungsnetzbetreiber aus 34 europäischen Ländern. Die durch die ENTSO-E regulierten Übertragungsnetze sind nicht sämtlich gekoppelt. Das mit Normfrequenz von 50 Hz synchronisierte UCTE-Netz wird im Rahmen der ENTSO-E-Vorgaben als „UCTE synchronous area“ referenziert. Ein sicherer und reibungsloser Netzbetrieb setzt die Wahrung des Gleichgewichts zwischen Energieeinspeisung und -abnahme voraus. Eine Störung dieses Gleichgewichts zieht unweigerlich Änderungen der Netzfrequenz nach sich. Da eine, in einem vorgegebenen Toleranzbereich, konstante Netzfrequenz die Grundlage einer gesicherten Energieversorgung darstellt, wird bei einer Störung der Einsatz von aufeinander abgestimmten Mechanismen zur Frequenzhaltung erforderlich.
Frequenzregelung in der UCTE
Im Rahmen der UCTE synchronous area werden durch die ENTSO-E gewisse Standards für die Frequenzsteuerung gesetzt. Hierzu gehören die Einteilung der Aufgabe der Frequenzhaltung in verschiedene Regelstufen, Regeln zu Vorhaltungsmindestkapazitäten und zu grenzüberschreitenden Energieflüssen.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|: }}{{#if:|{{#if:P1 – Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [C]|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=P1 – Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [C]}}]{{#if:PDF| (PDF)}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/oh/Policy1_final.pdf%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=P1 – Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [C]}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/oh/Policy1_final.pdf}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=P1 – Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [C]}}}}]}}{{#if:PDF| (PDF{{#if:{{#if: 2017-01-05 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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- Momentanreserve (instantan): Stabilität ohne Regeleingriff durch die Trägheit der beteiligten rotierenden Massen der verteilten aktiven Generatorsysteme, dies bezeichnet man auch als Grid-Forming - Eigenschaft von Generatoren
- Primärregelung (30 s – 15 min): Bei einer Frequenzabweichung von mehr als ±20 Millihertz im Regelband von ±200 Millihertz erhöhen oder veringern die an der Primärregelung beteiligten Kraftwerke ihre vereinbarte Einspeiseleistung für bis zu 15 min
- Sekundärregelung (5 min – 15 min)
- Tertiärregelung (15 min – 1 h): auch als Minutenreserve bezeichnet.
- Quartärregelung: zur Kompensation des Gangfehlers der Netzzeit (der Zeit elektrischer Uhren, welche die Netzfrequenz als Zeitbasis haben), welcher durch akkumulierte Abweichungen der Netzfrequenz über längere Zeiträume ausgelöst wird
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Momentanreserve
Wenn die Abweichung kleiner als 10 mHz ist, erfolgt abhängig von der verwendeten Primärregelvorhaltung keine Aktivierung der Primärregelung. Das heißt, es gibt ein Totband (Unempfindlichkeitsbereich) von 50 Hz ± 10 mHz (49,99 Hz bis 50,01 Hz), in dem keine Regelung erfolgt.<ref name="TC2003-D1">{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:TransmissionCode 2003 Anhang D 1: Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Primärregelleistung für die ÜNB (Stand August 2003)|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=TransmissionCode 2003 Anhang D 1: Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Primärregelleistung für die ÜNB (Stand August 2003)}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.vde.com/resource/blob/937784/46070ff6f906891b65d537ae8a648c5b/transmissioncode-2007--netz--und-systemregeln-der-deutschen-uebertragungsnetzbetreiber-anhang-d1-data.pdf%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=TransmissionCode 2003 Anhang D 1: Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Primärregelleistung für die ÜNB (Stand August 2003)}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.vde.com/resource/blob/937784/46070ff6f906891b65d537ae8a648c5b/transmissioncode-2007--netz--und-systemregeln-der-deutschen-uebertragungsnetzbetreiber-anhang-d1-data.pdf}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=TransmissionCode 2003 Anhang D 1: Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Primärregelleistung für die ÜNB (Stand August 2003)}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:Verband der Netzbetreiber VDN e. V. beim VDEW{{#if: 2025-11-17 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Primärreserve
Die an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke müssen bei einer quasistationären Frequenzabweichung von ±200 mHz innerhalb von 30 Sekunden die gesamte Primärregelleistung (PRL) erbringen können, d. h. die Leistungsabgabe linear erhöhen bzw. verringern und diese Leistung bis zu 15 Minuten halten. Die dabei zur Verfügung stehende Primärregelleistung, das sogenannte Primärregelband, muss dabei mindestens 2 % der Nennleistung der Anlage entsprechen.<ref name="TC2003-D1" />
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Durch die Kopplung der PRL-Märkte von Deutschland, Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich entstand der europaweit größte Primärregelleistungsmarkt mit einem Gesamtbedarf von über 750 MW. Seit Mitte Januar 2017 nahm auch der französische Übertragungsnetzbetreiber an der internationalen grenzüberschreitenden PRL-Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber von Belgien, Deutschland, Österreich, der Schweiz und den Niederlanden teil. Seitdem wurden auch die Ausschreibungskonditionen von PRL für den französischen Markt entsprechend den Regeln der Kooperation angepasst.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|: }}{{#if:|{{#if:Gemeinsame PRL-Ausschreibung mit RTE ab Januar 2017|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Gemeinsame PRL-Ausschreibung mit RTE ab Januar 2017}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.regelleistung.net/ext/%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Gemeinsame PRL-Ausschreibung mit RTE ab Januar 2017}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.regelleistung.net/ext/}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Gemeinsame PRL-Ausschreibung mit RTE ab Januar 2017}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2017-01-05 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Windparks, Solaranlagen und andere fluktuierende, erneuerbare Energiequellen können nur negative Regelleistung anbieten, d. h. sie können auf Abruf nur abregeln, aber nicht mehr Leistung bereitstellen. Weiterhin reicht die verfügbare Regelleistung nur, wenn sie zu einem sogenannten „virtuellen Kraftwerk“ kombiniert werden, wie z. B. „Next Pool“ von der Next Kraftwerke oder das virtuelle Kraftwerk der Firma Statkraft.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Deutschland|Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Deutschland: }}{{#if:|{{#if:Was ist eigentlich ein "Virtuelles Kraftwerk"?|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Was ist eigentlich ein "Virtuelles Kraftwerk"?}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.bmwi-energiewende.de/EWD/Redaktion/Newsletter/2015/13/Meldung/direkt-erklaert.html%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Was ist eigentlich ein "Virtuelles Kraftwerk"?}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.bmwi-energiewende.de/EWD/Redaktion/Newsletter/2015/13/Meldung/direkt-erklaert.html}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Was ist eigentlich ein "Virtuelles Kraftwerk"?}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2019-01-28 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Bei den meisten Kernkraftwerken, insbesondere bei Leichtwasserreaktoren, ist eine schnelle Lastanpassung im Bereich 40–100 % möglich bei einer Rate von 2 %/Minute. Eine Senkung auf 30 % Leistung und eine Rate von 5 %/Minute sind möglich, falls die Kontrollstäbe speziell dafür ausgelegt sind.<ref name="izk"><templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20150710131359
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Vorteilhaft für die Primärregelung ist die Frequenzabhängigkeit von bestimmten Lasten. So gilt zum Beispiel für einen Asynchronmotor die Beziehung <math>P=2\pi \cdot f \cdot M</math>. Während der Motor also bei einer Frequenzerhöhung <math>f</math> eine höhere Leistung <math>P</math> vom Netz abfordert, findet dieser Effekt bei Unterfrequenz mit umgekehrtem Vorzeichen statt.
Sekundärregelung
Hier muss die gesamte Regelleistung innerhalb von höchstens 5 Minuten erbracht werden können, die Laständerungsgeschwindigkeit muss dabei mindestens 2 % der Nennleistung pro Minute betragen. Zum Einsatz kommen dabei zum Beispiel Pumpspeicherkraftwerke oder auch konventionelle GuD- oder Steinkohlekraftwerke.
Im Gegensatz zur Primärregelung wird hier die Situation in der jeweiligen Regelzone inklusive des Stromaustausches mit anderen Regelzonen betrachtet. Dafür werden die geplanten mit den tatsächlichen Leistungsflüssen zu anderen Regelzonen verglichen und ausgeregelt. Es muss sichergestellt sein, dass die Sekundär- und Primärregelung immer in die gleiche Richtung arbeiten, was durch eine Überwachung der Netzfrequenz sichergestellt wird. Primär- und Sekundärregelung können zeitgleich starten, der sekundäre Regelvorgang sollte entsprechend den Vorgaben des Netzregelverbundes nach spätestens 15 Minuten den primären Regelvorgang abgelöst haben, so dass die Primärregelung wieder zur Verfügung steht.
Die Höhe der sekundär zur Verfügung gestellten Leistung hängt zum einen von der Netzkennzahl und der Frequenzabweichung ab, zum anderen von der Differenz aus den tatsächlichen Austauschleistungen zu Nachbarnetzen und den als Fahrplan deklarierten Austauschleistungen. Der Abruf der Sekundärregelleistung erfolgt automatisiert, dazu sind die entsprechenden Erzeugungseinheiten leittechnisch mit dem Übertragungsnetzbetreiber verbunden. Erzeugereinheiten, die Sekundärregelleistung bereitstellen, müssen dabei besondere Anforderungen erfüllen.
Tertiärregelung (Minutenreserve)
Die vorgehaltene Minutenreserveleistung muss innerhalb von 15 Minuten vollständig erbracht werden können, zum Einsatz kommen dabei konventionelle Kraftwerke oder andere Erzeugereinheiten, sowie regelbare Lasten. Als regelbare Lasten werden zum Beispiel Lichtbogenöfen in Stahlwerken oder Nachtspeicherheizungen verwendet.
Auch bei der Tertiärregelung (Minutenreserve) wird zwischen negativer und positiver Regelenergie unterschieden. Früher wurde die Minutenreserve vom Übertragungsnetzbetreiber beim Lieferanten telefonisch angefordert.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.amprion.net/primaerregelung-sekundaerregelung-minutenreserve%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.amprion.net/primaerregelung-sekundaerregelung-minutenreserve}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:Amprion{{#if: 2013-07-07 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Für die negative Minutenreserve stehen zwei Möglichkeiten zur Verfügung:
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Quartärregelung
Netzfrequenzabweichungen können sich über einen längeren Zeitraum akkumulieren und bei Synchronuhren einen Uhrenfehler verursachen. Die Begrenzung der Abweichung wird manchmal Quartärregelung genannt, ist für den technischen Betrieb eines Verbundnetzes nicht notwendig, aber in vielen Verbundnetzen zusätzlich vorhanden. In Europa erfasst Swissgrid im Auftrage des Stromverbundes UCTE die Abweichungen gegen die koordinierte Weltzeit (UTC) und koordiniert die Korrektur der Phasenfehler nach folgender Regel: Bei Überschreitung von ±20 Sekunden wird der Sollwert der Netzfrequenz (Nennnetzfrequenz) um 10 mHz bei vorauseilender Netzzeit auf 49,99 Hz reduziert, bei nacheilender Netzzeit auf 50,01 Hz erhöht.<ref><templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20110831061142
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Im Frühjahr 2018 gab es Differenzen zwischen kosovarischen und serbischen Netzbetreibern, die zu einer wochenlang andauernden leichten Unterfrequenz im europäischen Verbundsystem führten; infolgedessen kam es zu einem Hinterherhinken der Netzzeit von bis zu etwa sechs Minuten.<ref>Streit auf dem Balkan stört Netzfrequenz – Der Kosovo will aus der serbischen Regelzone heraus und verlangt seine Aufnahme in die ENTSO–E, Energie-Chronik, März 2018</ref>
Frequenzregelung in Nordeuropa
In Nordeuropa erfolgt die Frequenzregelung nach einer gegenüber Kontinentaleuropa abweichenden Regelstrategie. Die ersten beiden Regelschleifen werden automatisch aktiviert.<ref name="entsoe-nordic-a3">Agreement (Translation) regarding operation of the interconnected Nordic power system (System Operation Agreement). (PDF; 2,1 MB) ENTSO-E, 13. Juni 2006. Appendix 2 – Operational security standards vom 25. April 2013; abgerufen am 13. Dezember 2014.</ref>
Frequency controlled normal operation reserve
{{#invoke:Vorlage:lang|flat}} (abgekürzt FCR-N oder FNR) bedeutet übersetzt etwa frequenzgeregelte Normalbetriebsreserve. Die FCR-N wird aktiviert, wenn die Frequenz um ±0,1 Hz von der Sollfrequenz 50 Hz abweicht. Die FCR-N ist auf eine Leistungsänderung von 6000 MW/Hz ausgelegt.<ref name="entsoe-nordic-a3" /><ref name="bäck" />
Der Bedarf liegt für das nordische Verbundnetz bei insgesamt 600 MW und wird entsprechend der jährlichen Last auf die Übertragungsnetzbetreiber der Länder aufgeteilt: So entfielen 2013 auf Schweden 230 MW, Norwegen 210 MW, Finnland 138 MW und Dänemark-Ost 22 MW.<ref name="entsoe-nordic-a3" /><ref name="bäck">Christer Bäck (Svenska Kraftnät): <templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20141214024347
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}} (PDF, S. 10–21). Nordic System Operation Workshop, 13. April 2010, Arlanda, abgerufen am 13. Dezember 2014.</ref>
Frequency controlled disturbance reserve
{{#invoke:Vorlage:lang|flat}} (abgekürzt FCR-D oder FDR) bedeutet übersetzt etwa frequenzgeregelte Störungsreserve. Die FCT-D ist so ausgestaltet, dass sie zwischen 49,9 Hz und 49,5 Hz linear aktiviert wird. Wenn die Frequenz auf 49,5 Hz fällt, muss FCR-D innerhalb von fünf Sekunden zu 50 % und nach 30 Sekunden komplett aktiviert sein.<ref name="entsoe-nordic-a3" /><ref name="bäck" />
Der Bedarf an FCR-D hängt vom (N – 1)-Kriterium ab und beträgt normalerweise 1000 MW. Der Auslegungsfall ist im Normalfall der Ausfall eines der schwedischen Kernkraftwerkeblöcke Forsmark 3 bzw. Oskarshamn 3 oder einer Querverbindung. Über die Höhe des Bedarfs wird wöchentlich bestimmt. Der gesamte FDR-Bedarf wird auf die TSO wiederum nach jeweils interner (N – 1)-Sicherheit aufgeteilt.<ref name="entsoe-nordic-a3" /><ref name="bäck" />
Fast active disturbance reserve
{{#invoke:Vorlage:lang|flat}} bedeutet übersetzt etwa schnell aktivierte Störungsreserve und muss innerhalb von 15 Minuten aktiviert werden. Ziel ist die Wiederherstellung der primären Regelung.<ref name="entsoe-nordic-a3" /><ref name="bäck" />
Der Bedarf wird auf Ebene jedes einzelnen Übertragungsnetzbetreibers bestimmt, wobei lokale Gegebenheiten wie Netzengpässe und Auslegungsfehler berücksichtigt werden. Davon entfallen etwa auf Schweden 1290 MW, Norwegen 1200 MW, Finnland 1000 MW und Dänemark 900 MW (wovon 600 MW sich auch tatsächlich in der Regelzone Dänemark-Ost befinden müssen).<ref name="entsoe-nordic-a3" />
Slow active disturbance reserve
{{#invoke:Vorlage:lang|flat}} bedeutet in etwa langsam aktivierte Störungsreserve und muss erst nach 15 Minuten Leistung bereitstellen können.<ref name="entsoe-nordic-a3" />
Regelzonen
Deutschland
Der von Amprion geführte Netzregelverbund der Bundesrepublik Deutschland ist in vier Regelzonen aufgeteilt, in denen jeweils ein Übertragungsnetzbetreiber die Verantwortung für das Gleichgewicht von Ein- und Ausspeisungen im Stromnetz hat. In Deutschland werden insgesamt 7000 Megawatt positiver Regelleistung (zusätzliche Leistung für den Engpassfall), und 5500 Megawatt negativer Regelleistung (Senkung der Produktion bzw. künstliche Erhöhung des Verbrauchs) vorgehalten. Die Kosten dafür betragen etwa 40 Prozent des gesamten Übertragungsnetzentgeltes.
Zum 1. Mai 2010 wurden auf Anordnung der Bundesnetzagentur in Deutschland der bis dato bestehende Netzregelverbund der drei Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission (früher: Vattenfall Europe Transmission), TransnetBW (früher: EnBW Transportnetze), Tennet TSO (früher: E.ON Netz) um die vierte Regelzone von Amprion (früher: RWE Transportnetz Strom) erweitert, sodass es seither einen einheitlichen deutschlandweiten Netzregelverbund gibt.<ref><templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20120112080023
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}} EnBW, 1. Mai 2010; abgerufen am 1. Januar 2011</ref> Dies soll ein sogenanntes Gegeneinanderregeln verhindern, bei dem in verschiedenen Regelzonen gleichzeitig sowohl positive als auch negative Regelenergie eingesetzt wird. Durch den Regelverbund muss weniger Regelleistung vorgehalten und weniger Regelenergie eingesetzt werden, weil sich Leistungsüberschüsse und -bedarfe der vier Regelzonen teilweise kompensieren. Dies soll laut Bundesnetzagentur Einsparungen in dreistelliger Millionenhöhe bewirken.
Die Bundesnetzagentur schließt eine künftig noch intensivere Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber nicht aus. Auch könnte der Regelverbund in Richtung der europäischen Nachbarländer erweitert werden.<ref>{{#if:2012-07-29|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen|Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen: }}{{#if:https://archive.is/20120729183532/http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Presse/Publikationen/aktuell/aktuell_201001/4Netzregelverbund/Netzregelverbund_Basepage.html%7C{{#if:Netzregelverbund für deutsche Stromnetze|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://archive.is/20120729183532/http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Presse/Publikationen/aktuell/aktuell_201001/4Netzregelverbund/Netzregelverbund_Basepage.html}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Netzregelverbund für deutsche Stromnetze}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Presse/Publikationen/aktuell/aktuell_201001/4Netzregelverbund/Netzregelverbund_Basepage.html%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Netzregelverbund für deutsche Stromnetze}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Presse/Publikationen/aktuell/aktuell_201001/4Netzregelverbund/Netzregelverbund_Basepage.html}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Netzregelverbund für deutsche Stromnetze}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:2010-04-04https://archive.is/20120729183532/http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Presse/Publikationen/aktuell/aktuell_201001/4Netzregelverbund/Netzregelverbund_Basepage.html{{#if: 2010-05-14 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Schweiz
In der Schweiz gab es bis zum Jahreswechsel 2008/2009 insgesamt acht Regelzonen. Diese wurden unter der Swissgrid zusammengeführt.<ref><templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20160304090224
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}} (PDF; 974 kB)</ref>
Österreich
Österreich war bis 31. Dezember 2011 in zwei Zonen aufgeteilt: Vorarlberg gehörte zur Regelzone VKW-Netz AG (die wiederum zum deutschen Regelzonenblock gehörte), die restlichen Bundesländer gehören zur Regelzone Austrian Power Grid (APG). Bis zum 31. Dezember 2010 war Tirol Bestandteil der Regelzone TIWAG Netz, diese wurde jedoch per 1. Januar 2011 in die APG-Regelzone integriert; in gleicher Weise wurde zum 1. Januar 2012 Vorarlberg in das APG-Netz integriert.<ref>Pressemeldung der APG: APG ab 2012 Regelzonenführer für ganz Österreich</ref>
Nordeuropa
Die Übertragungsnetzbetreiber Energinet.dk (Dänemark), Fingrid (Finnland), Statnett (Norwegen) und Svenska kraftnät (Schweden) bilden zusammen die nordische Regelzone (NORDEL).<ref name="entsoe-nordic-main">EAgreement (Translation) regarding operation of the interconnected Nordic power system (System Operation Agreement). (PDF; 2,1 MB) ENTSO-E, 13. Juni 2006; abgerufen am 13. Dezember 2014.</ref> Eine Besonderheit gibt es in Dänemark: Das Land ist Teil von zwei verschiedenen Verbundnetzen und somit grundsätzlich unterschiedlichen Regelzonen zugeordnet. Beide Verbundnetzzonen werden von Energinet.dk betrieben:
- Dänemark-Ost (auch als DK2 bezeichnet, umfasst Seeland) befindet sich im nordischen Verbundnetz NORDEL.<ref name="entsoe-nordic-main" /><ref name="energienet.dk"><templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20130209200636
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}}
}} Energienet.dk; abgerufen am 13. Dezember 2012.</ref>
- Dänemark-West (auch als DK1 bezeichnet, umfasst Jütland und Fünen) hingegen läuft synchron mit dem europäischen Verbundsystem (UCTE). Dementsprechend müssen in DK1 auch die Anforderungen an Regelleistung des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes erfüllt werden.<ref name="entsoe-nordic-a3" />
Die beiden dänischen Teilnetze können nicht direkt miteinander verbunden werden. Ein Energieaustausch ist über eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, ausgeführt als das Seekabel Great Belt Power Link, möglich.<ref name="energienet.dk" />
Beschaffung von Regelleistung
Die Beschaffung von Regelleistung erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen.
Beschaffung im deutschen Netzregelverbund
In Deutschland ist dazu wie in den meisten europäischen Ländern ein Ausschreibungsverfahren durchzuführen, welches diskriminierungsfrei und transparent sein muss ({{#switch: juris
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Der Bedarf an Primärregelreserve wird im Gegensatz zur Ermittlung des Sekundärregel- und Minutenreservebedarfs auf europäischer Ebene festgelegt. Dabei wird für das kontinentaleuropäische Synchrongebiet der Ausfall von 3.000 MW Erzeugungsleistung bzw. Verbrauch als Referenzstörfall angenommen. Dieser Bedarf an Primärregelreserve wird auf Basis eines jährlich neu berechneten Verteilungsschlüssels den ÜNB des Synchrongebiets zugeordnet. Maßgeblich hierfür sind die jährliche Nettostromerzeugung und der jährliche Nettostromverbrauch in der Leistungsfrequenzregelzone des jeweiligen ÜNB. Der Bedarf an Sekundärregel- und Minutenreserve wird dagegen durch die deutschen ÜNB im Rahmen eines Dimensionierungsverfahrens ermittelt.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:Regelreserve in Deutschland|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Regelreserve in Deutschland}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.amprion.net/Strommarkt/Marktplattform/Regelenergie/%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Regelreserve in Deutschland}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.amprion.net/Strommarkt/Marktplattform/Regelenergie/}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Regelreserve in Deutschland}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2025-11-11 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Der Verbund regelt in allen Netzgebieten einheitlich die Dimensionierung und die eigentliche Beschaffung sowie Einsatz und Abrechnung von Regelleistung. Für alle Regelzonen gilt dabei der sogenannte „regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis“ (reBAP), über den die Kosten für Regelleistung an die Bilanzkreisverantwortlichen weitergegeben werden. Gleichzeitig werden Situationen vermieden, bei denen zuvor in benachbarten Regelzonen gleichzeitig positive (Energiezufuhr) und negative Regelleistung (Reduzierung der Kraftwerkseinspeisung) eingesetzt wurde.
Regelarbeit kann grundsätzlich durch jede Anlage, sei es Erzeuger (Generation Side) oder Verbraucher (Demand Side), erbracht werden, sofern sie ihre Leistung entsprechend den Regelleistungsanforderungen anpassen kann. Potenzielle Anbieter von Regelreserve werden im Rahmen des Präqualifikationsverfahrens durch die Übertragungsnetzbetreiber darauf überprüft, ob sie die technischen Voraussetzungen zur Erbringung einer oder mehrerer Arten von Regelreserve erfüllen.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:Regelleistung > Anbieter werden > Präqualifikationsverfahren|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Regelleistung > Anbieter werden > Präqualifikationsverfahren}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.regelleistung.net/de-de/Anbieter-werden/Pr%C3%A4qualifikationsverfahren%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Regelleistung > Anbieter werden > Präqualifikationsverfahren}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.regelleistung.net/de-de/Anbieter-werden/Pr%C3%A4qualifikationsverfahren}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Regelleistung > Anbieter werden > Präqualifikationsverfahren}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2025-11-12 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Das Ausschreibungsverfahren für Regelleistung ist Pay-as-Bid, d. h. jeder Anbieter erhält bei Zuschlag den von ihm angebotenen Preis. Die Erlöse, die unterschiedliche Anbieter für ein Angebot identischer Regelleistung erzielt haben, können somit im Ergebnis weit streuen. Die Vergütung erfolgt über einen Leistungspreis in €/MW, mit dem die Bereithaltung von Regelleistung vergütet wird und im Falle von Sekundär- und Minutenreserveleistung zusätzlich über einen Arbeitspreis in €/MWh, der bei tatsächlich in Anspruch genommener Regelarbeit bezahlt wird. Im ersten Schritt wird die Bereithaltung an die Anbieter mit den geringsten Leistungspreisen vergeben, im nächsten Schritt werden je nach momentanem Bedarf die bereitstehenden Anbieter mit den billigsten Arbeitspreisen aufgerufen.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:Marianne Diem|Marianne Diem: }}{{#if:|{{#if:Welche Erlöse bietet der Regelenergiemarkt|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Welche Erlöse bietet der Regelenergiemarkt}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://energiewirtschaft.blog/regelmarkt-funktionsweise-erloespotentiale/%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Welche Erlöse bietet der Regelenergiemarkt}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://energiewirtschaft.blog/regelmarkt-funktionsweise-erloespotentiale/}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Welche Erlöse bietet der Regelenergiemarkt}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2017-01-05 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Beschaffung in Österreich
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Beschaffung in der Schweiz
In der Schweiz beschafft sich Swissgrid seit 2009 die benötigte Regelleistung durch regelmäßige Ausschreibungen am Regelleistungsmarkt.<ref>{{#if:2011-08-31|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:https://web.archive.org/web/20110831063946/https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/reliability/ancillary_services.html%7C{{#if:Systemdienstleistungen%7C[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://web.archive.org/web/20110831063946/https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/reliability/ancillary_services.html}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Systemdienstleistungen}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/reliability/ancillary_services.html%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Systemdienstleistungen}}}}%7C[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/reliability/ancillary_services.html}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Systemdienstleistungen}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:Swissgridhttps://web.archive.org/web/20110831063946/https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/reliability/ancillary_services.html{{#if: 2013-07-06 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Regelenergie und erneuerbare Energieträger
Ein zunehmender Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien führt tendenziell zu einem höheren Bedarf an Regelenergie. Dies ist eine Folge der Volatilität der Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen wie Solar- und Windenergie, die durch ihre Abhängigkeit von wechselnden Wetterbedingungen bedingt ist. An besonders sonnigen oder windigen Tagen kann diese Volatilität zu einer Überproduktion führen, die das Stromnetz potenziell überlastet und eine sofortige Reaktion erfordert. Auf der anderen Seite werden die Einspeiseprognosen jedoch immer präziser, wodurch sich der Regelenergiebedarf verringert.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:Regelenergie: Die Energie für Netzstabilität|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Regelenergie: Die Energie für Netzstabilität}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.eon.de/de/gk/energiewissen/regelenergie.html%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Regelenergie: Die Energie für Netzstabilität}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.eon.de/de/gk/energiewissen/regelenergie.html}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Regelenergie: Die Energie für Netzstabilität}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2025-11-19 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Der Bedarf an Primär- und Sekundärreserve ist in den letzten 14 Jahren nahezu unverändert geblieben, wie die Ausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber zeigen. Bei der Primärreserve ergibt sich diese Konstanz aus der gleichbleibenden Bedarfsermittlung im europäischen Verbundnetz, die gemäß der Referenzstörung systematisch auf ± 3.000 Megawatt festgelegt ist. Bei der Sekundärreserve sind es die genannten gegenläufigen Entwicklungen, die den Bedarf konstant halten. Einerseits erhöht der Ausbau der erneuerbaren Energien den Bedarf, andererseits wird er durch die verbesserte Prognosequalität gemindert.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:Regelenergie: So wird das Stromnetz stabil gehalten | EnBW|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=Regelenergie: So wird das Stromnetz stabil gehalten | EnBW}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.enbw.com/unternehmen/themen/netze/regelenergie.html%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=Regelenergie: So wird das Stromnetz stabil gehalten | EnBW}}}}|[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.enbw.com/unternehmen/themen/netze/regelenergie.html}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=Regelenergie: So wird das Stromnetz stabil gehalten | EnBW}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2025-11-19 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Während die ausgeschriebene Menge an Primär- und Sekundärregelleistung über die Jahre nahezu konstant blieb, weisen die Systemkosten starke Schwankungen auf. Die höchsten jährlichen Kosten für die Primärregelreserve fielen im Jahr 2022 mit ca. 112 Mio. Euro an und beliefen sich im Jahr 2024 auf rund 80 Mio. Euro. Die Kosten für die Sekundärregelreserve lagen in den Jahren 2016 bis 2020 unter 120 Mio. Euro pro Jahr und erhöhten sich in den Folgejahren bis auf über 530 Mio. Euro. im Jahr 2023. Für das Jahr 2024 wurde wieder ein Rückgang auf ca. 400 Mio. Euro verzeichnet. Der deutliche Anstieg der Systemkosten für Sekundärregelreserve wurde vor allem durch die Energiekrise sowie die damit verbundenen Preissteigerungen für konventionelle Energieträger, insbesondere Erdgas, verursacht. Zudem trägt der seit 2020 stark gestiegene CO₂-Preis zur Erhöhung der jährlichen Kosten bei.
Die jährlichen Systemkosten der Minutenreserve fielen bis 2018 auf ein Minimum von rund 12 Mio. Euro, stiegen im Jahr 2019 auf über rund 120 Mio. Euro und stabilisierten sich in den Jahren 2023 und 2024 bei rund 44 Mio. Euro.<ref name=":2" />
Kosten für Ausgleichsenergie
Die Kosten für Regelleistung werden den Bilanzkreisverantwortlichen, das heißt Kraftwerksbetreibern und Stromversorgern, verursachungsgerecht in Abhängigkeit von Höhe und Richtung ihrer Prognoseabweichung in Rechnung gestellt. Dazu dient der Ausgleichsenergiepreis (reBAP). Dieser viertelstündliche Preis ermittelt sich als Regelleistungskosten in der jeweiligen Vierteilstunde geteilt durch die anfallende Regelleistungsmenge der Viertelstunde.<ref>{{#if:|{{#iferror: {{#iferror:{{#invoke:Vorlage:FormatDate|Execute}}|}}| |}}}}{{#if:|{{{autor}}}: }}{{#if:|{{#if:reBAP|[{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|archivURL|1={{#invoke:URLutil|getNormalized|1={{{archiv-url}}}}}}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel=reBAP}}]{{#if:| ({{{format}}})}}{{#if:| {{{titelerg}}}{{#invoke:Vorlage:Internetquelle|Endpunkt|titel={{{titelerg}}}}}}}}}|{{#if:https://www.transnetbw.de/de/strommarkt/bilanzierung-und-abrechnung/rebap%7C{{#if:{{#invoke:TemplUtl%7Cfaculty%7C}}%7C{{#invoke:Vorlage:Internetquelle%7CTitelFormat%7Ctitel={{#invoke:WLink%7CgetEscapedTitle%7C1=reBAP}}}}%7C[{{#invoke:URLutil|getNormalized|1=https://www.transnetbw.de/de/strommarkt/bilanzierung-und-abrechnung/rebap}} {{#invoke:Vorlage:Internetquelle|TitelFormat|titel={{#invoke:WLink|getEscapedTitle|1=reBAP}}}}]}}{{#if:| ({{{format}}}{{#if:{{#if: 2024-02-23 | {{#if:{{#invoke:TemplUtl|faculty|}}||1}}}}
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Im Dezember 2023 wurde im deutschen Regelverbund in 2348 Viertelstunden ein positiver reBAP ermittelt. Dieser lag im Mittel bei 115, 97 €/MWH und im Median bei 107,18 €/MWh. Das Maximum lag bei 9189,60 €/MWh. In 628 Viertelstunden wurde ein negativer reBAP ermittelt. Dieser lag im Mittel bei −37,19 €/MWh und im Median bei −30,63 €/MWh. Das Minimum lag bei −207,58 €/MWh. Der sich ergebende reBAP hängt offensichtlich vom Zustand der Regelzone, d. h. vom Regelsaldo ab. Dabei konnten bei einer überdeckten Regelzone oft noch positive Preise für den überschüssigen Strom erzielt werden. Oft müssen die Abnehmer aber auch für die Abnahme bezahlt werden:<ref name=":1" />
Für die Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie kann sowohl eine Vergütung wie auch eine Zahlung fällig werden. Gleicht die eigene Prognoseabweichung in der jeweiligen Viertelstunde die Regelzone aus, führt das zu einer Vergütung in Höhe von reBAP mal Prognoseabweichung, geht sie in dieselbe Richtung wie die Regelzone, führt dies zu einer entsprechenden Zahlung. Insgesamt entsprechen die Zahlungen und Vergütungen an die Bilanzkreisverantwortlichen genau die Kosten zum Ausgleich der Regelzone.<ref>Mehr-/Mindermengenabrechnung Strom. BDEW</ref>
Der durch den Ausbau von erneuerbaren Energien notwendige erhöhte Bedarf an Regelleistung lag im Jahr 2006 für die Regelzone Deutschland im Bereich von ca. 300 bis 600 Mio. Euro, wobei in dieser Summe auch Transaktionskosten und weitere nicht zugehörige Kostenfaktoren mit einberechnet sind.<ref>Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): <templatestyles src="Webarchiv/styles.css" />{{#if:20091229110812
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| {{#if: || }}{{#invoke:TemplUtl|failure| Fehler bei Vorlage:Webarchiv: Der Pflichtparameter 'archiv-datum' wurde nicht angegeben.|1}}
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| {{#if: || }}{{#invoke:TemplUtl|failure| Fehler bei Vorlage:Webarchiv: Der Parameter 'archiv-datum' ist nur in Verbindung mit 'archiv-url' angebbar.|1}}
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| {{#if: {{#invoke:WLink|isBracketedLink|Hintergrundinformationen zum EEG-Erfahrungsbericht 2007.}}
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}}{{#ifeq: {{#invoke:Str|find|http://erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_kosten_nutzen_hintergrund.pdf%7Carchiv}} |-1
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| abendblatt.de | daserste.ndr.de | inarchive.com | webcitation.org =
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}}
}} (PDF; 124 kB).</ref>
Literatur
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- {{#invoke:Vorlage:Literatur|f}}
- {{#invoke:Vorlage:Literatur|f}}
- Tobias Weißbach: Verbesserung des Kraftwerks- und Netzregelverhaltens bezüglich handelsseitiger Fahrplanänderungen Dissertation, Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik der Universität Stuttgart, 2009, elib.uni-stuttgart.de (PDF; 3,0 MB).
Weblinks
- Internetplattform des dt. Netzregelverbundes zur Ausschreibung von Regelleistung und Veröffentlichung von Ausschreibungsergebnissen
- Aktuelle Netzfrequenz mit Berechnung der Primärregelleistung
- Marktbeschreibung Regelleistung Netzverbund
Einzelnachweise
<references responsive />
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