Regelleistung (Stromnetz)

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.[1] Folgende Regelstufen werden unterschieden:

• Trägheit, Stabilität ohne Regeleingriff infolge der beteiligten trägen Massen der verteilten aktiven Generatorsysteme
• 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 der Netzzeit (der Zeit elektrischer Uhren, welche die Netzfrequenz als Zeitbasis haben), welcher durch akkumulierte Abweichungen der Netzfrequenz über längere Zeiträume ausgelöst wird

Schema des zeitlichen Einsatzes der unterschiedlichen Regelleistungsarten, idealisierte Darstellung

Die Beschaffung der erforderlichen Regelleistung erfolgt für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber über eine gemeinsame Plattform für standardisierte Regelleistungsprodukte im Rahmen des Netzregelverbunds (NRV).[2][3] Im Zuge der weiteren Kopplung benachbarter Märkte wird auch ein Teil der benötigten Regelleistung für Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich auf dieser Plattform beschafft.[4]

Hiervon abgesehen können sich die Regelleistungsprodukte und Ausschreibungskonditionen jedoch weiterhin trotz von ENTSO-E vorangetriebener Vereinheitlichungen europaweit unterscheiden.

Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz

Die Primärregelung dient dazu, Ungleichgewichte zwischen physikalischem Leistungsangebot und -nachfrage auszugleichen, mit Ziel der Wiederherstellung einer stabilen Netzfrequenz. Durch die Kopplung der PRL-Märkte von Deutschland, Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich entstand der europaweit größte Primärregelleistungsmarkt (PRL-Markt) 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.[5] Die Erbringung von PRL muss trotz gemeinsamer Plattform immer zu einem erheblichen Anteil regelzonenspezifisch erfolgen. PRL-Importe nach Frankreich werden auf 30 % des Bedarfs von RTE in Höhe von 561 MW limitiert, PRL-Exporte auf 15 % des Bedarfs von RTE. In einem weiteren Schritt folgten 2021 der dänischen und slowenische Netzbetreiber Energinet und ELES.[4][6]

Nicht jedes Kraftwerk beteiligt sich an der Primärregelung, vielmehr muss eine zuverlässige Leistungsbereitstellung durch sogenannte Präqualifikation[7] nachgewiesen werden. Die Bereitstellung von Primärreserve durch teilnehmende Kraftwerke wird durch die Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert automatisch ausgelöst. Dabei wird die Netzfrequenz für den proportionalen Primärregler der an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke mit der Sollfrequenz verglichen. Kommt es zu einer Abweichung, so wird Primärregelleistung 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.[8]

Windparks, Solaranlagen und andere fluktuierende, erneuerbare Energiequellen tragen nur zur Primärregelleistung bei, wenn sie mit Speicherkapazitäten zu einem sogenannten „virtuellen Kraftwerk“ kombiniert werden, wie z. B. „Next Pool“ von der Next Kraftwerke oder das virtuelle Kraftwerk der Firma Statkraft.[9] 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.[10] Das Anfahren vom ausgeschalteten Kraftwerk dauert mehrere Stunden und, aufgrund der Xenonvergiftung, bis zu einer Woche nach einer Notausschaltung. Alle deutschen Kernkraftwerke nahmen an der Primärregelung teil.

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.[8] Innerhalb des Totbands erfolgt der Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Stromnachfrage ausschließlich über die Trägheiten im Stromsystem, insbesondere durch die kinetische Energie (die 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.[11][12]

Vorteilhaft für die Primärregelung ist die Frequenzabhängigkeit von bestimmten Lasten. So gilt zum Beispiel für einen Asynchronmotor die Beziehung ${\displaystyle P=2\pi \cdot f\cdot M}$. Während der Motor also bei einer Frequenzerhöhung ${\displaystyle f}$ eine höhere Leistung ${\displaystyle P}$ vom Netz abfordert, findet dieser Effekt bei Unterfrequenz mit umgekehrtem Vorzeichen statt.

Im Zuge der Kopplung weiterer Märkte schreiben auch Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich einen Teil ihrer benötigten Primärregelleistung auf der Plattform www.regelleistung.net aus.

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 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. 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.

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.[13] Seit 3. Juli 2012 wird die Minutenreserve automatisch vom Merit-Order-List-Server (MOLS) abgerufen.[14][15] 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.

Für die negative Minutenreserve stehen zwei Möglichkeiten zur Verfügung:

• Die Aktivierung zusätzlicher Lasten im Netz in Form von Pumpspeicherkraftwerken.
• Das teilweise oder komplette Herunterfahren von Kraftwerken. Neben der Drosselung von Großkraftwerken kann negative Regelleistung auch durch kollektives Abschalten von Blockheizkraftwerken 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. Auch durch Windkraft kann mittlerweile negative Minutenreserve bereitgestellt werden. Dafür werden Windkraftanlagen in einem virtuellen Kraftwerk mithilfe von Fernsteuerung und auf Basis meteorologischer Daten, den Erzeugungsleistungen der Anlagen und der jeweiligen Signale der Netzbetreiber dem Bedarf entsprechend heruntergeregelt.[16]

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.[17] Ohne Berücksichtigung weiterer Abweichungen von der Sollfrequenz dauert die Rückführung einer Zeitabweichung von 20 Sekunden dann 100.000 s oder gut einen Tag (27,77 Stunden).

In Nordeuropa erfolgt die Frequenzregelung nach einer gegenüber Kontinentaleuropa abweichenden Regelstrategie. Die ersten beiden Regelschleifen werden automatisch aktiviert.[18]

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.[18][19]

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.[18][19]

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, muss FCR-D innerhalb von fünf Sekunden zu 50 % und nach 30 Sekunden komplett aktiviert sein.[18][19]

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.[18][19]

Fast active disturbance reserve bedeutet übersetzt etwa schnell aktivierte Störungsreserve und muss innerhalb von 15 Minuten aktiviert werden. Ziel ist die Wiederherstellung der primären Regelung.[18][19]

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).[18]

Slow active disturbance reserve bedeutet in etwa langsam aktivierte Störungsreserve und muss erst nach 15 Minuten Leistung bereitstellen können.[18]

Deutsches Übertragungsnetz von 50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW

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.[20] 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.[21]

In der Schweiz gab es bis zum Jahreswechsel 2008/2009 insgesamt acht Regelzonen. Diese wurden unter der Swissgrid zusammengeführt.[22]

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.[23]

Die Übertragungsnetzbetreiber Energinet.dk (Dänemark), Fingrid (Finnland), Statnett (Norwegen) und Svenska kraftnät (Schweden) bilden zusammen die nordische Regelzone (NORDEL).[24]

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.[24][25]
• 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.[18]

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.[25]

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.[26] 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.[26] Der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserve wird dabei regelmäßig überprüft und die Ausschreibungen entsprechend angepasst; in Deutschland erfolgt dies quartalsweise.[27]

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), 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.

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.[28] Im Juli 2017 waren 64 Anbieter präqualifiziert, davon 24 für Primärregelleistung, 37 für Sekundärregelleistung und 52 zur Erbringung von Minutenregelleistung. Das Anbieterspektrum umfasst neben Kraftwerksbetreibern und Stadtwerken auch große Industriewerke.[29]

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.[30]

In Österreich erfolgt die Ausschreibung von Regelleistung durch Austrian Power Grid durch regelmäßige Ausschreibungen.[31] 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.

In der Schweiz beschafft sich Swissgrid seit 2009 die benötigte Regelleistung durch regelmäßige Ausschreibungen am Regelleistungsmarkt.[32] Die Ausschreibungen erfolgten zunächst monatlich, 2012 wurden sie durch wöchentliche und tägliche Ausschreibungen ersetzt.[33]