Regelleistung (Stromnetz)

Die Regelleistung, auch als Reserveleistung bezeichnet, gewährleistet die Versorgung der Stromkunden mit genau der benötigten elektrischen Leistung bei unvorhergesehenen Ereignissen im Stromnetz. Dazu können kurzfristig Leistungsanpassungen bei regelfähigen Kraftwerken durchgeführt werden, schnell anlaufende Kraftwerke (z. B. Gasturbinenkraftwerke) gestartet oder Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt werden. Alternativ können bestimmte Stromkunden mit Laststeuerung vom Netz getrennt werden. Oft ist diese Trennung nur für einen maximalen Zeitraum möglich, die Regelenergie also wie bei Pumpspeichern begrenzt.

Regelleistung ist ein Teil der Ausgleichsleistungen, die im Rahmen der Bereitstellung von Energie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt werden (§ 3 EnWG). Häufig wird der Begriff Regelenergie auch für die Energie verwendet, die die Übertragungsnetzbetreiber zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen einkaufen. In diesem Sinne ist dann Ausgleichsenergie ein Teil der Systemdienstleistungen, die die Übertragungsnetzbetreiber den unterlagerten Netzbetreibern zur Verfügung stellen.

Darüber hinaus kann der Übertragungsnetzbetreiber bei besonderen Betriebszuständen zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit automatisch oder per Schaltbefehl Lasten vom Netz trennen oder Kraftwerken Sollwerte zuweisen. So lässt sich das Versorgungsnetz stabilisieren und damit verhindern, dass es im Extremfall zu einem Lastabwurf und dadurch ausgelöste regional beschränkte kleinere Stromausfälle oder einem flächenmäßig großen Stromausfall kommt.

Notwendigkeit der Regelung

Mittels Kraftwerksmanagement wird versucht, in Kraftwerken gewonnene Leistung und entnommene Leistung samt Übertragungsverlusten im Gleichgewicht zu halten. Wenn der erwartete Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht, muss die Abweichung kompensiert werden. Dies folgt aus der physikalischen Notwendigkeit, dass elektrische Stromnetze keine Energie speichern können und daher zu jedem Zeitpunkt die eingespeiste Leistung der Summe aus entnommener Leistung und der Verlustleistung infolge Transport entsprechen muss. 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 Leistungserbringer als auch der Leistungsbezieher verursacht sein. Diese Leistungsdifferenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch können also zu einer positiven oder zu einer negativen Abweichung führen, die durch eine entsprechende Leistungsreserve ausgeglichen werden muss. Zur Regelung wird unter anderem der Leistungsbedarf aller Verbraucher prognostiziert, so dass ein passendes Leistungsangebot vorhanden ist. Regelleistung wird zur Kompensation dann benötigt, wenn der tatsächliche, momentane Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht. Abweichungen vom tatsächlichen Leistungsangebot zur Prognose treten beispielsweise bei Kraftwerksausfällen, nicht eingehaltenen Bezugsprofilen von Großverbrauchern, Prognosefehlern bei der Leistung von Windenergie- oder Photovoltaikanlagen sowie bei Stromnetzausfällen (Verlust von Verbrauchern) auf. 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 Abweichung zum 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 UCTE ist für die Koordination des Betriebs sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Mitglieder dieser Union sind Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus 24 Ländern (UCTE).<ref>Technischer Aufbau der Frequenzregelung im UCTE</ref>

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.

Je nach Verbundnetz gibt es dabei unterschiedliche Regelungsstrategien.

Frequenzregelung in Kontinentaleuropa

Die Aufgabe der Frequenzhaltung wird in verschiedene Regelstufen eingeteilt:

• Primärregelung, zur Wirkleistungsbalance, primär über die Drehzahlregelung an den elektrischen Generatoren der beteiligten Kraftwerke.
• Sekundärregelung, dient zur Erhaltung der Frequenzstabilität. In Verbundnetzen wie dem UCTE auch zur Lastflusssteuerung und Lastverteilung
• Tertiärregelung, auch als Minutenreserve bezeichnet, dient der wirtschaftlichen Optimierung im Betrieb
• Quartärregelung, zu Kompensation des Gangfehlers, welcher durch akkumulierte Abweichungen der Netzfrequenz über längere Zeiträume ausgelöst wird

Primärregelung

Die Primärregelung dient dazu, Ungleichgewichte zwischen physikalischem Leistungsangebot und -nachfrage auszugleichen, mit Ziel der Wiederherstellung einer stabilen Netzfrequenz. Die zur Verfügung stehende Regelleistung für die Primärregelung ist von der Größe des Stromnetzes und der Netztopologie abhängig. Im europäischen Verbundsystem (UCTE-Netz) werden etwa ±3000 MW Primärregelleistung vorgehalten. Diese im gesamten UCTE-Netz vorgehaltene Primärregelleistung wird entsprechend der Nettostromerzeugung in den einzelnen Regelzonen aufgeteilt, auf Deutschland entfallen dabei etwa ±0,7 GW und auf Österreich etwa ±70 MW.<ref> Panos Konstantin: Praxisbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Springer, Berlin 2007, ISBN 978-3-540-35377-5, 9.1.5 Regel- und Ausgleichsenergie.</ref><ref name="apg-netzregelung"/> Im europäischen UCTE-Verbundnetz beträgt der Frequenzgradient der Regelleistung ca. 20 GW pro Hz Abweichung der Netzfrequenz.

Jeder Netzbetreiber innerhalb des Verbundnetzes muss innerhalb von 30 Sekunden zwei Prozent seiner momentanen Erzeugung als Primärregelreserve zur Verfügung stellen. Dabei beteiligt sich nicht jedes Kraftwerk an der Primärregelung (bspw. Windparks, Photovoltaikanlagen, etc.). Es ist unerheblich, in welchem Bereich des europäischen Verbundnetzes eine Schwankung auftritt, da die momentane Netzfrequenz sich im gesamten Netzbereich aufgrund von Lastschwankungen verändert. Diese wird für den proportionalen Primärregler der an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke mit der Sollfrequenz verglichen. Kommt es zu einer Abweichung, so wird Primärregelleistung in jedem beteiligten Kraftwerk (meist alle Kraftwerke über 100 MW Nennleistung) gemäß der Reglerkennlinie aktiviert und die Frequenz so gestützt (bei sprunghafter Lastzunahme) bzw. eine weitere Frequenzsteigerung (bei Lastabnahme) verhindert.

Die an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke müssen bei einer quasistationären Frequenzabweichung von ±200 mHz innerhalb von 30 Sekunden die gesamte Primärregelleistung 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">TransmissionCode 2003 Anhang D 1: Unterlagen zur Präqualifikation für die Erbringung von Primärregelleistung für die ÜNB (Stand August 2003). Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW, abgerufen am 10. März 2015. </ref> 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"/> Innerhalb des Totbands erfolgt der Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Stromnachfrage ausschließlich über die Trägheiten im Stromsystem, insbesondere durch die kinetische Energie (=Rotation) der elektrischen Generatoren und die mit diesen gekoppelten Strömungsmaschinen wie beispielsweise Dampf- und Gasturbinen. Die Fähigkeit eines Stromsystems, Schwankungen durch Trägheit abzudecken wird auch als Momentanreserve bezeichnet.<ref> Deutsche Energieagentur (dena) (Hrsg.): Systemdienstleistungen 2030. Zusammenfassung der zentralen Ergebnisse der Studie „Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien“ durch die Projektsteuergruppe. Berlin 11. Februar 2014, Kapitel 3.1 Momentanreserve, S. 8–10 (Online als PDF, 438 KiB, abgerufen am 10. März 2015).</ref><ref>Momentanreserve. In: EnArgus: Zentrales Informationssystem Energieforschungsförderung. Abgerufen am 10. März 2015. </ref>

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

Auch die Sekundärregelung hat die Aufgabe, das Gleichgewicht zwischen physikalischem Stromangebot und -nachfrage nach dem Auftreten einer Differenz wiederherzustellen. Im Gegensatz zur Primärregelung wird hier nur 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 der UCTE 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. Die gesamte Regelleistung muss 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.

Tertiärregelung (Minutenreserve)

Auch bei der Tertiärregelung (Minutenreserve) wird zwischen negativer und positiver Regelenergie unterschieden, sie dient primär der wirtschaftlichen Optimierung. Früher wurde die Minutenreserve vom Übertragungsnetzbetreiber beim Lieferanten telefonisch angefordert.<ref>Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve. Amprion, abgerufen am 7. Juli 2013. </ref> Seit 3. Juli 2012 wird die Minutenreserve automatisch vom Merit-Order-List-Server (MOLS) abgerufen.<ref>Gemeinsame Ausschreibung Minutenreserveleistung. 50Hertz, Amprion, Transnet BW, Tennet, abgerufen am 5. Dezember 2014. </ref><ref>Christoph Speckamp: Merit-Order-List-Server – Bundesweit einheitliches Management von Minutenreserveleistung. In: ew 22, 15. Oktober 2012, Seiten 32–34 (Online als PDF, 1,09 MiB).</ref> 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 Elektrolichtbogenöfen in Stahlwerken oder Nachtspeicherheizungen verwendet.

Für die negative Minutenreserve stehen zwei Möglichkeiten zur Verfügung:

• Die Aktivierung zusätzlicher Lasten im Netz in Form von Pumpspeicherkraftwerken oder Elektrodenkessel (Power to Heat), etc.
• Das teilweise oder komplette Herunterfahren von Kraftwerken. Neben der Drosselung von Großkraftwerken kann negative Regelleistung auch durch kollektives Abschalten von Blockheizkraftwerken (BHKW-Anlagen) in Form eines virtuellen Kraftwerks bereitgestellt werden. Dabei sind solche BHKW-Anlagen besonders geeignet, deren Wärmelieferung nicht kontinuierlich gewährleistet sein muss. Jedoch darf deren eingespeister Strom nicht nach EEG vergütet werden, denn eine Parallelvermarktung steht derzeit dem EEG entgegen.

Quartiärregelung

Die Quartiärregelung ist für den technischen Betrieb eines Verbundnetzes nicht zwangsläufig notwendig, ist aber in Verbundnetzen wie dem Europäischen Verbundnetz zusätzlich vorhanden. Die Quartiärregelung dient dazu, Gangfehler der Netzfrequenz über längere Zeiträume zu kompensieren. Gangfehler sind durch Netzfrequenzabweichungen bedingt, die sich über einen längeren Zeitraum akkumulieren und bei Synchronuhren zu einem Gangfehler im Bereich von Minuten bis Stundenbereich führen können. Bei der Quartiärregelung wird der Gangfehler durch Vergleich mit einem Zeitnormal wie der koordinierten Weltzeit (UTC) ermittelt und bei Überschreitung von ±20 Sekunden der Sollwert der Netzfrequenz (Nennnetzfrequenz) bei vorauseilender Netzzeit um 10 mHz auf 49,99 Hz reduziert, bei nacheilender Netzzeit um 10 mHz auf 50,01 Hz erhöht<ref>swissgrid zu Netzzeitabweichung</ref>. In Europa erfasst Swissgrid im Auftrage des Stromverbundes UCTE diese Abweichungen und koordiniert die Korrekturen der Nennfrequenz im Rahmen der Quartiärregelung.

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">ENTSO-E: AGREEMENT (Translation) regarding operation of the interconnected Nordic power system (System Operation Agreement) vom 13. Juni 2006. Appendix 2 – Operational security standards vom 25. April 2013. Zuletzt abgerufen am 13. Dezember 2014.</ref>

Frequency controlled normal operation reserve

Frequency controlled normal operation reserve (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, Finland 138 MW und Dänemark-Ost 22 MW.<ref name="entsoe-nordic-a3"/><ref name="<ref name="bäck">Christer Bäck (Svenska Kraftnät): Current balancing method's in Nordel area, Nordic System Operation Workshop, 13. April 2010, Arlanda, abgerufen am 13. Dezember 2014. (Findet im angegebenen Link auf den PDF-Seiten 10–21).</ref>

Frequency controlled disturbance reserve

Frequency controlled disturbance reserve (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 FCR-D muss 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

Fast active disturbance reserve bedeutet übersetzt etwa schnell aktivierte Störungsreserve 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

Slow active disturbance reserve 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 vom Amprion (früher: RWE Transportnetz Strom) erweitert, sodass es seither einen einheitlichen deutschlandweiten Netzregelverbund gibt.<ref>EnBW: „Gegeneinanderregeln“ gehört in Deutschland der Vergangenheit an – Netzregelverbund seit 1. Mai 2010 bundesweit realisiert, 1. Mai 2010, Zugriff 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>Vorlage:Internetquelle/Wartung/Zugriffsdatum nicht im ISO-FormatBundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen: Netzregelverbund für deutsche Stromnetze. 4. April 2010, abgerufen am 14. Mai 2010 (Pressemitteilung). </ref>

Schweiz

In der Schweiz gab es bis zum Jahreswechsel 2008/2009 insgesamt acht Regelzonen. Diese wurden unter der Swissgrid zusammengeführt.<ref>Swissgrid übernimmt das Schweizer Übertragungsnetz (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">ENTSO-E: AGREEMENT (Translation) regarding operation of the interconnected Nordic power system (System Operation Agreement) vom 13. Juni 2006. Zuletzt abgerufen am 13. Dezember 2014.</ref>

Sonderfall Dänemark

Eine Besonderheit gibt es in Dänemark: Das Land ist in zwei Regelzonen geteilt, die beide von Energinet.dk betrieben werden:

• Dänemark-Ost (auch als DK2 bezeichnet, umfasst Seeland) befindet sich im nordischen Verbundnetz.<ref name="entsoe-nordic-main"/><ref name="energienet.dk">Energienet.dk: Electricity interconnections, abgerufen am 13. Dezember 2012.</ref>
• Dänemark-West (auch als DK1 bezeichnet, umfasst Jütland und Fünen) hingegenläuft synchron mit dem kontinentaleuropäischen Verbundnetz. Dementsprechend müssen in DK1 auch die Anforderungen an Regelleistung des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes erfüllt werden.<ref name="entsoe-nordic-a3"/>

Die beiden dänischen Teilnetze sind direkt nur über das HGÜ-Seekabel Great Belt Power Link verbunden, indirekt auch über die umliegenden Länder: Sowohl von DK1 als auch von DK2 gibt es Leitungen nach Schweden und nach Deutschland.<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 (§ 22 Abs. 2 EnWG). Die deutschen Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Regelenergie eine Internetplattform eingerichtet, über die eine gemeinsame Ausschreibung der Regelleistungsarten abgewickelt wird.<ref name="regelleistung.net">www.regelleistung.net</ref> Seit dem 1. Dezember 2006 erfolgt die tägliche Ausschreibung der Minutenreserve (Tertiärregelung) auf einer gemeinsamen Internetplattform und seit dem 1. Dezember 2007 die gemeinsame monatliche Ausschreibung der Primär- sowie Sekundärregelung. Seit Mai 2010 sind die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Optimierten Netzregelverbund zusammengeschlossen. Am 27. Juni 2011 erfolgte für die Primär- und Sekundärregelung eine Umstellung von der monatlichen Ausschreibung auf wöchentliche Ausschreibungen.<ref name="regelleistung.net"/> Der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserve wird dabei regelmäßig überprüft und die Ausschreibungen entsprechend angepasst; in Deutschland erfolgt dies quartalsweise.<ref>regelleistung.de: Bestimmung des Bedarfs an Sekundärregelleistung und Minutenreserve</ref>

Der Verbund regelt in allen Netzgebieten einheitlich die Dimensionierung und die eigentliche Beschaffung, sowie Einsatz und Abrechnung von Regelleistung. Für alle Regelzonen gilt seither der sogenannte „regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis“ (reBAP). Gleichzeitig werden Situationen vermieden, bei denen zuvor in benachbarten Regelzonen gleichzeitig positive (Energiezufuhr) und negative Regelleistung (Reduzierung der Kraftwerkseinspeisung) eingesetzt wurde.

Potentielle Anbieter von Regelleistung müssen sich zunächst bei einem der vier ÜNB präqualifizieren, das heißt, sie müssen nachweisen, dass sie die technischen Anforderungen zur Erbringung von einer oder mehrerer Arten Regelleistung auch wirklich erfüllen können.<ref>regelleistung.de: Präqualifikation für die Vorhaltung und Erbringung von Regelleistung, abgerufen am 12. September 2013.</ref> Im Dezember 2014 waren 58 Anbieter präqualifiziert, davon 21 für Primärregelleistung, 28 für Sekundärregelleistung und 42 zur Erbringung von Minutenregelleistung. Das Anbieterspektrum umfasst neben Kraftwerksbetreibern und Stadtwerken auch große Industriewerke.<ref>regelleistung.de: Präqualifizierte Anbieter je Regelenergieart, Stand 10. Dezember 2014, abgerufen am 12. Dezember 2014.</ref>

Beschaffung in Österreich

In Österreich erfolgt die Ausschreibung von Regelleistung durch Austrian Power Grid durch regelmäßige Ausschreibungen.<ref name="apg-netzregelung">Netzregelung. Austrian Power Grid, abgerufen am 6. Juli 2013. </ref> Die Ausschreibung von Primärregeleistung ist im § 68 des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes (ElWOG), deren Kostenwälzung im § 67 ElWOG und die Ausschreibung und Kostenwälzung von Sekundärregelleistung im § 66 ElWOG geregelt.

Beschaffung in der Schweiz

In der Schweiz beschafft sich Swissgrid seit 2009 die benötigte Regelleistung durch regelmäßige Ausschreibungen am Regelleistungsmarkt.<ref>Systemdienstleistungen. Swissgrid, abgerufen am 6. Juli 2013. </ref> Die Ausschreibungen erfolgten zunächst monatlich, 2012 wurden sie durch wöchentliche und tägliche Ausschreibungen ersetzt.<ref>Anpassungen im SDL-Markt. Swissgrid, 23. Juli 2012, abgerufen am 6. Juli 2013 (PDF; 35 kB). </ref>

Regelenergie und Erneuerbare Energieträger

Mit verstärkter Nutzung der Windenergie erhöht sich theoretisch die erforderliche Regelleistung; es steigt insbesondere der Bedarf an negativer Regelleistung (Absorption von Produktionsspitzen). Obwohl auch erneuerbare Energien potentiell Regelleistung bereitstellen können, ist die derzeitige gesetzliche Regelung eine andere: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz verbietet die technisch naheliegende Lösung, bei Windspitzen die Überproduktion an der Quelle, durch Herunterfahren der Leistungsabgabe der Windkraftanlagen, wegzuregeln; vielmehr ist gesetzlich vorgeschrieben, dass der gesamte verfügbare Windstrom ins Netz eingespeist und vergütet wird. Eine Abregelung gemäß § 11 EEG darf derzeit nur bei Netzengpässen erfolgen.

In der Realität hat sich allerdings gezeigt, dass die bereitgestellte Regelleistung in den letzten Jahren jedoch leicht abgenommen hat. Obwohl sich in Deutschland die installierte Leistung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen von 27 auf 78 GW verdreifacht hat und beide Technologien zusammen nun 15 % des deutschen Stromes produzieren, sank die benötigte Regelleistung im Zeitraum 2008 bis 2014 um 15 %, die Kosten für Regelleistung fielen sogar um ca. 50 %. Als ursächliche Faktoren hierfür werden u.a. verbesserte Einspeiseprognosen und Nachfrageprognosen, weniger Ausfälle von Erzeugern und organisatorische Verbesserungen erwogen. Auch wenn es sich bei diesem Trend um keine kausale Beziehung handelt, deuteten diese Ergebnisse darauf hin, dass es keine direkte Beziehung zwischen Einspeisung von Erneuerbaren Energien und erhöhtem Regelleistungsbedarf gibt und dass auch bei hohen Anteilen an variablen Einspeisern den Regelleistungsbedarf dominieren.<ref>Lion Hirth, Inka Ziegenhagen, Balancing power and variable renewables:Three links. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 50, (2015), 1035–1051, insb. S. 1041, doi:10.1016/j.rser.2015.04.180.</ref>

Die Photovoltaik mit ihrer Leistungsspitze in der Mittagszeit kann sich je nach solarer Einstrahlung dämpfend auf den Bedarf an Energie aus Mittellast- und teuren Spitzenlastkraftwerken auswirken und damit auch sekundär auf die Regelleistung, die besonders in der Tagesmitte benötigt wird. Für die Einspeisung aus Photovoltaik werden aufgrund der zunehmenden installierten Gesamtleistung seit 2010/2011 ebenfalls Prognoseprogramme entwickelt. Zudem wurde die Mittelspannungsrichtlinie angepasst und im Juli 2011 mit Übergang bis Anfang 2012 die Richtlinie für Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz, um das Potential der Photovoltaik-Anlagen für die Netzregelung allmählich nutzbar zu machen.

Ein weiteres Problem ergibt sich in Deutschland aus dem starken Zubau von Stromerzeugungsanlagen mit Stromrichtern, insbesondere von Photovoltaik-Anlagen: In der Vergangenheit wurden die Solarwechselrichter aufgrund gültiger Normen so ausgelegt, dass sie sich bei einer Netzfrequenz von 50,2 Hz (also der oberen Grenze dessen, was durch die Primärregelleistung abgedeckt werden kann) automatisch vom Netz trennen. Diese Normen stammten noch aus Zeiten, in denen Photovoltaikanlagen nur marginale Anteile an der Stromerzeugung hatten. Das führt heute aber dazu, dass sich bei Erreichen der Netzfrequenz von 50,2 Hz – die bei einer größeren Netzstörung durchaus erreicht werden kann – schlagartig ein großer Teil der Erzeugungsleistung vom Netz trennt.<ref>Markus Fürst: Das 50,2Hz-Problem. 19. Januar 2011, abgerufen am 7. Juli 2013 (PDF-Datei; 713 kB, Präsentation bei der BMWi-Gesprächsplattform „Zukunftsfähige Netze und Systemsicherheit“). </ref> Zumindest für Neuanlagen, die nach dem 1. April 2011 errichtet wurden und werden, konnte dieses Problem gelöst werden: Die Hersteller von Solarwechselrichtern müssen nun die Abschaltfrequenz gleichverteilt zwischen 50,2 Hz und 51,5 Hz einstellen oder aber eine frequenzabhängige Wirkleistungsreduktion implementieren.<ref> Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) (Hrsg.): Rahmenbedingungen für eine Übergangsregelung zur frequenzabhängigen Wirkleistungssteuerung von PV-Anlagen am NS-Netz. Technischer Hinweis. Berlin März 2011 (Online als PDF, abgerufen am 7. Juli 2013).</ref>

Kosten für Regelleistung

Die Kosten für Regelleistung können erheblich sein, da sie durch (oft in weniger als einer Minute hochfahrbare) Spitzenlastkraftwerke abgedeckt wird, deren Produktionskosten vergleichsweise hoch sind. Je nach Versorgungslage im Stromnetz können bis zu 1,50 Euro pro Kilowattstunde – sechsmal mehr als Endverbraucher zahlen – von den Energieversorgern berechnet werden. In der Regel ist der durchschnittliche Ausgleichsenergiepreis aber auf Höhe des Börsenstrompreises, da unterdeckte Regelzonen von überdeckten ausgeglichen werden. <ref>BDEW: Mehr-/Mindermengenabrechnung Strom</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): Hintergrundinformationen zum EEG-Erfahrungsbericht 2007 (PDF; 124 kB)</ref>

Einzelnachweise

<references />

Literatur

•  Panos Konstantin: Praxisbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Springer, Berlin 2007, ISBN 978-3-540-35377-5, Kapitel 9.1.5 Regel- und Ausgleichsenergie.
•  Tobias Weißbach: Verbesserung des Kraftwerks- und Netzregelverhaltens bezüglich handelsseitiger Fahrplanänderungen. Stuttgart 2009, ISBN 978-3-18-358606-6 (Online, abgerufen am 13. Dezember 2014).
•  ENTSO-E (Hrsg.): P1 – Policy 1: Load-Frequency Control and Performance [C]. (Online als PDF-Datei, 339 KiB, abgerufen am 13. Dezember 2014).
• Tobias Weißbach: Verbesserung des Kraftwerks- und Netzregelverhaltens bezüglich handelsseitiger Fahrplanänderungen Dissertation, Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik der Universität Stuttgart, 2009 (PDF; 3,0 MB).

Weblinks

• Begriffsdefinitionen rund um Regelleistung inkl. Erläuterungen zu Minuten-, Sekundär- und Primärreserve
• Internetplattform zur Ausschreibung von Regelleistung
• Aktuelle Netzfrequenz mit Berechnung der Primärregelleistung