Regelenergie und Regelreserve in Österreich einfach erklärt

Stromerzeugung und Stromverbrauch müssen im elektrischen Verbundsystem zu jedem Zeitpunkt nahezu im Gleichgewicht stehen. Wird plötzlich mehr Strom verbraucht als erzeugt, sinkt die Netzfrequenz. Wird mehr Strom erzeugt als verbraucht, steigt sie.

Im europäischen Verbundnetz liegt die Sollfrequenz bei 50 Hertz. Kleine Abweichungen sind normal und werden laufend ausgeglichen. Für größere oder länger andauernde Ungleichgewichte hält das Stromsystem unterschiedliche Arten von Regelreserve bereit.

Diese Reserven können innerhalb von Sekunden oder Minuten aktiviert werden. Sie stammen nicht nur aus klassischen Kraftwerken. Auch Pumpspeicher, Batteriespeicher, industrielle Verbraucher und zu Pools zusammengefasste kleinere Anlagen können Regelreserve bereitstellen.

Der folgende Beitrag erklärt, wie Regelreserve, Regelenergie und Ausgleichsenergie funktionieren, welche Produkte es in Österreich gibt und wie Anlagen am Regelreservemarkt teilnehmen können.

Stand: 30. Juli 2026.
Die konkreten Ausschreibungsmengen, Produktbedingungen und Marktprozesse können von Austrian Power Grid angepasst werden.

Regelenergie und Regelreserve auf einen Blick

Warum muss Erzeugung immer dem Verbrauch entsprechen?

Elektrische Energie kann im Stromnetz selbst nicht in nennenswertem Umfang gespeichert werden. Sie muss deshalb in dem Moment erzeugt oder aus Speichern abgegeben werden, in dem sie verbraucht wird.

In der Praxis planen Stromlieferanten, Erzeuger und Händler ihre Einspeisungen und Entnahmen im Voraus. Trotzdem können Abweichungen entstehen:

• Ein Kraftwerk fällt ungeplant aus.
• Der Stromverbrauch ist höher oder niedriger als erwartet.
• Wind- oder Photovoltaikanlagen erzeugen anders als prognostiziert.
• Ein großer Industriebetrieb verändert kurzfristig seine Leistung.
• Fahrpläne und tatsächliche Liefermengen stimmen nicht überein.
• Eine Leitung oder technische Anlage fällt aus.

Nicht jede Abweichung führt unmittelbar zu einem kritischen Zustand. Das europäische Verbundsystem besitzt rotierende Massen, Speicher, automatische Regler, grenzüberschreitende Ausgleichsmöglichkeiten und mehrere Reserveebenen. Regelreserve ist eine zentrale Schutz- und Ausgleichsebene innerhalb dieses Systems.

Was zeigt die Netzfrequenz an?

Die Netzfrequenz ist ein unmittelbarer Indikator für das Verhältnis von Erzeugung und Verbrauch.

Frequenz unter 50 Hertz

Eine sinkende Frequenz zeigt vereinfacht, dass im Verbundsystem mehr elektrische Leistung entnommen als eingespeist wird.

Mögliche Gegenmaßnahmen:

• Kraftwerksleistung erhöhen
• Batteriespeicher entladen
• Pumpspeicherkraftwerke in den Erzeugungsbetrieb versetzen
• flexible Verbraucher reduzieren oder abschalten
• Strom aus anderen Regelzonen beziehen

Dafür wird positive Regelreserve benötigt.

Frequenz über 50 Hertz

Eine steigende Frequenz zeigt vereinfacht, dass mehr elektrische Leistung eingespeist als entnommen wird.

Mögliche Gegenmaßnahmen:

• Kraftwerksleistung reduzieren
• Batteriespeicher laden
• Pumpspeicherpumpen einschalten
• flexible Verbraucher erhöhen
• Erzeugungsanlagen abregeln

Dafür wird negative Regelreserve benötigt.

Was ist Regelreserve?

Regelreserve ist die Leistung, die ein Anbieter verbindlich für einen möglichen Abruf freihält.

Ein Anbieter verpflichtet sich beispielsweise, während eines bestimmten Zeitraums jederzeit 5 MW zusätzliche Leistung liefern zu können. Diese 5 MW dürfen dann nicht gleichzeitig vollständig für einen anderen Zweck verplant sein.

Die Reserve kann durch unterschiedliche technische Reaktionen bereitgestellt werden:

Entscheidend ist nicht, ob eine Anlage formal ein Kraftwerk oder ein Verbraucher ist. Entscheidend ist, ob sie ihre Leistung zuverlässig, messbar und innerhalb der vorgeschriebenen Zeit verändern kann.

Was ist Regelenergie?

Regelenergie entsteht erst, wenn die vorgehaltene Regelreserve tatsächlich aktiviert wird.

Beispiel:

Ein Batteriespeicher hält für eine Stunde 10 MW positive Regelreserve bereit. APG ruft davon für 15 Minuten durchschnittlich 4 MW ab.

Die bereitgestellte Leistung beträgt:

10 MW Regelreserve

Die tatsächlich gelieferte Energie beträgt:

4 MW × 0,25 Stunden = 1 MWh Regelenergie

Damit unterscheiden sich Leistung und Energie:

• MW beschreibt die momentan verfügbare oder aktivierte Leistung.
• MWh beschreibt die über einen Zeitraum gelieferte oder bezogene Energiemenge.

Diese Unterscheidung ist auch für die Vergütung entscheidend.

Positive Regelenergie

Positive Regelenergie wird aktiviert, wenn im System elektrische Leistung fehlt.

Ein Anbieter kann positive Regelenergie bereitstellen, indem er:

• mehr Strom erzeugt,
• einen Speicher entlädt,
• seinen Stromverbrauch reduziert,
• einen vorher laufenden flexiblen Verbraucher abschaltet.

Positive Regelenergie bedeutet daher nicht zwingend, dass ein zusätzliches Kraftwerk gestartet wird. Auch ein geringerer Verbrauch wirkt im Leistungsgleichgewicht wie eine zusätzliche Einspeisung.

Beispiel

Ein Industriebetrieb verbraucht normalerweise 8 MW. Auf Anforderung reduziert er seinen Verbrauch auf 5 MW.

Die Differenz von 3 MW wirkt als positive Regelleistung:

8 MW − 5 MW = 3 MW positive Regelleistung

Negative Regelenergie

Negative Regelenergie wird aktiviert, wenn im System zu viel elektrische Leistung vorhanden ist.

Ein Anbieter kann negative Regelenergie bereitstellen, indem er:

• seine Stromerzeugung reduziert,
• einen Batteriespeicher lädt,
• Pumpen oder andere steuerbare Verbraucher einschaltet,
• seinen Verbrauch gegenüber dem normalen Betrieb erhöht.

Beispiel

Ein Batteriespeicher befindet sich zunächst im Bereitschaftsbetrieb und beginnt auf Anforderung mit einer Ladeleistung von 4 MW.

Damit nimmt er 4 MW zusätzliche Leistung aus dem Netz auf und stellt negative Regelleistung bereit.

Die drei Arten der Regelreserve

Im heutigen europäischen Marktmodell werden hauptsächlich drei Reserveprodukte unterschieden:

1. FCR – Frequency Containment Reserve
2. aFRR – Automatic Frequency Restoration Reserve
3. mFRR – Manual Frequency Restoration Reserve

Die früher gebräuchlichen Begriffe Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung werden weiterhin verwendet, sind aber zunehmend durch die europäischen Kurzbezeichnungen ersetzt worden.

FCR: Frequency Containment Reserve

FCR reagiert als erste Reserveebene unmittelbar auf eine Abweichung der Netzfrequenz. Die Aktivierung erfolgt automatisch anhand der lokal gemessenen Frequenz.

Sinkt die Frequenz, wird positive FCR aktiviert. Steigt die Frequenz, wird negative FCR aktiviert.

Die vollständige Aktivierung muss bei einer Frequenzabweichung von mindestens 200 Millihertz innerhalb von 30 Sekunden erreicht werden. Die maximale Leistung muss anschließend grundsätzlich mindestens 30 Minuten verfügbar sein. FCR wird über die gesamte kontinentaleuropäische Synchronzone verteilt vorgehalten.

Besonderheiten der FCR

• automatische Aktivierung ohne einzelnen Abrufbefehl
• Reaktion innerhalb weniger Sekunden
• symmetrisches Produkt
• positive und negative Leistung müssen gemeinsam angeboten werden
• Vergütung ausschließlich für die vorgehaltene Leistung
• keine gesonderte reguläre Vergütung der aktivierten Energiemenge

FCR wird in Österreich täglich in sechs Vierstundenprodukten beschafft. Für 2026 schreibt APG in der österreichischen Regelzone eine FCR-Menge von ±75 MW aus. Das Mindestgebot beträgt ±1 MW. Die Zuschläge werden nach dem Pay-as-cleared-Verfahren zum ermittelten Grenzpreis vergütet.

Warum wird bei FCR normalerweise keine Regelenergie abgerechnet?

Die Netzfrequenz schwankt fortlaufend geringfügig um 50 Hertz. Dadurch wechseln sich positive und negative Aktivierungen ab. Über einen längeren Zeitraum gleichen sich die Energiemengen weitgehend aus.

APG vergütet deshalb beim regulären FCR-Produkt die verfügbare Leistung, nicht jede einzelne aktivierte Kilowattstunde.

aFRR: Automatic Frequency Restoration Reserve

aFRR übernimmt, wenn eine Abweichung länger als ungefähr 30 Sekunden anhält oder voraussichtlich länger bestehen wird.

Während FCR im gesamten Verbundsystem anhand der Frequenz reagiert, wird aFRR gezielt zur Wiederherstellung des Gleichgewichts einer Regelzone eingesetzt. In Österreich ermittelt APG fortlaufend den Regelzonenfehler und übermittelt automatische Leistungssollwerte an die aktivierten Anbieter.

aFRR entlastet die zuvor aktivierte FCR. Dadurch steht die schnelle FCR erneut für weitere Störungen zur Verfügung.

Eigenschaften der aFRR

• automatische zentrale Aktivierung
• positive und negative Produkte getrennt
• laufende Anpassung des Leistungssollwerts
• Vergütung von Vorhaltung und Aktivierung
• Teilnahme über einzelne Anlagen oder Pools
• vollständige Aktivierung des europäischen Standardprodukts innerhalb von fünf Minuten

Der europäische Standard sieht seit Ende 2024 eine maximale Vollaktivierungszeit von fünf Minuten vor. Die Gebote besitzen eine Gültigkeitsperiode von 15 Minuten und können innerhalb dieses Zeitraums automatisch aktiviert und deaktiviert werden.

aFRR-Markt in Österreich

APG beschafft die aFRR-Kapazität täglich in sechs Vierstundenblöcken. Positive und negative Reserve werden getrennt ausgeschrieben. Die veröffentlichte Ausschreibungsmenge beträgt derzeit grundsätzlich ±225 MW, kann jedoch bei geänderten Anforderungen angepasst werden. Das Mindestgebot liegt bei 1 MW.

Für aFRR bestehen zwei wirtschaftliche Komponenten:

• Kapazitätsmarkt für die Vorhaltung der Leistung
• Energiemarkt für die tatsächlich aktivierte Regelenergie

Die Kapazitätsgebote werden in Österreich nach dem Pay-as-bid-Verfahren vergütet. Jeder erfolgreiche Anbieter erhält somit grundsätzlich den von ihm angebotenen Kapazitätspreis. Die Energieangebote werden nach ihrem Preis in einer Merit-Order gereiht.

mFRR: Manual Frequency Restoration Reserve

mFRR dient zur Bewältigung größerer oder länger anhaltender Ungleichgewichte. Sie ergänzt oder ersetzt aktivierte aFRR und stellt dadurch erneut automatische Reserveleistung zur Verfügung.

Die Bezeichnung „manuell“ bedeutet nicht, dass ein Mitarbeiter jedes Kraftwerk telefonisch einschaltet. Die Auswahl und Übermittlung der Aktivierungen erfolgt heute über elektronische und weitgehend automatisierte Systeme. Im Unterschied zur aFRR wird die Anlagenleistung aber nicht fortlaufend durch einen geschlossenen automatischen Regler nachgeführt.

Das europäische Standardprodukt sieht eine maximale Vollaktivierungszeit von 12,5 Minuten vor. Nach vollständiger Aktivierung beträgt die Mindestlieferdauer fünf Minuten.

mFRR-Markt in Österreich

Auch mFRR besteht aus einem Kapazitäts- und einem Energiemarkt.

Für Lieferzeiträume seit 1. Mai 2026 veröffentlicht APG folgende Kapazitätsmengen:

• positive mFRR: 255 MW
• negative mFRR: 195 MW

Die Kapazität wird täglich in sechs Vierstundenprodukten ausgeschrieben. Die Energiegebote besitzen eine Auflösung von 15 Minuten. Das Mindestgebot beträgt 1 MW.

Bei Bedarf aktiviert APG die verfügbaren Angebote anhand ihrer wirtschaftlichen und technischen Reihung. Die Mindestlieferdauer einer aktivierten mFRR-Leistung beträgt fünf Minuten.

Vergleich von FCR, aFRR und mFRR

Beispiel: Ausfall eines Kraftwerks

Ein Kraftwerk mit einer Leistung von 300 MW fällt unerwartet aus.

Erste Sekunden

Die Stromerzeugung ist plötzlich geringer als der Verbrauch. Die Netzfrequenz beginnt zu sinken.

FCR-Anlagen in der gesamten Synchronzone reagieren automatisch. Kraftwerke erhöhen ihre Leistung, Batterien speisen Strom ein und flexible Verbraucher reduzieren ihren Bezug.

Nach etwa 30 Sekunden

Die Frequenz wurde stabilisiert, das ursprüngliche Leistungsgleichgewicht ist jedoch noch nicht vollständig wiederhergestellt.

APG aktiviert positive aFRR. Die österreichische Regelzone erhält dadurch gezielt zusätzliche Leistung.

In den folgenden Minuten

Wenn die Abweichung länger anhält, wird mFRR aktiviert. Sie übernimmt einen Teil der benötigten Leistung und entlastet die aFRR.

Danach

Der Kraftwerksbetreiber, Händler oder Bilanzgruppenverantwortliche passt seine Fahrpläne an oder organisiert eine Ersatzlieferung am Intraday-Markt. Regelreserve ist nicht dazu gedacht, jede Abweichung dauerhaft zu versorgen.

Wer stellt Regelreserve bereit?

Regelreserve kann von sehr unterschiedlichen Anlagen erbracht werden.

Erzeugungsanlagen

• Wasserkraftwerke
• Pumpspeicherkraftwerke
• Gaskraftwerke
• Biomasseanlagen
• andere steuerbare Erzeugungsanlagen

Speicher

• Großbatteriespeicher
• industrielle Batteriesysteme
• Pumpspeicherkraftwerke
• kombinierte Speicher- und Erzeugungssysteme

Verbraucher

• Kühlhäuser
• industrielle Elektroöfen
• Pumpanlagen
• Elektrolyseure
• Wärmeerzeuger
• Ladeinfrastruktur
• andere steuerbare Lasten

Anlagenpools

Mehrere kleinere Anlagen können zu einem gemeinsamen virtuellen Pool zusammengefasst werden. Der Pool muss in Summe die zugesagte Leistung und Reaktionsqualität erreichen.

Dadurch können auch dezentrale Batteriespeicher, kleine Erzeugungsanlagen oder flexible Verbraucher am Markt teilnehmen, obwohl die einzelne Anlage die Mindestgebotsgröße nicht erreicht.

Kann eine private Photovoltaikanlage Regelenergie liefern?

Eine gewöhnliche private Photovoltaikanlage nimmt nicht direkt an den Ausschreibungen der APG teil.

Dafür fehlen normalerweise:

• die Mindestgebotsgröße
• die direkte technische Steuerbarkeit
• die erforderliche Mess- und Kommunikationsinfrastruktur
• eine technische Präqualifikation
• ein Rahmenvertrag mit APG
• eine professionelle Fahrplan- und Marktanbindung

Eine indirekte Teilnahme über einen Aggregator oder Pool ist grundsätzlich möglich. Dabei werden viele dezentrale Anlagen, Speicher oder Verbraucher gemeinsam gesteuert und als ein regelbares Portfolio vermarktet.

Eine reine Photovoltaikanlage kann positive Reserve nur dann anbieten, wenn sie zuvor bewusst unter ihrer verfügbaren Erzeugungsleistung betrieben wird. Andernfalls kann sie ihre Einspeisung bei Bedarf nicht erhöhen. Negative Reserve kann durch Abregelung der laufenden Erzeugung bereitgestellt werden.

Batteriespeicher sind flexibler, weil sie je nach Ladezustand sowohl positive als auch negative Regelreserve liefern können.

Voraussetzungen für Regelreserveanbieter

Die Zulassung zum österreichischen Regelreservemarkt erfolgt in zwei wesentlichen Schritten:

1. technische Präqualifikation
2. Abschluss eines Rahmenvertrags mit APG

Bei der Präqualifikation wird geprüft, ob die Anlagen oder das Poolkonzept die Anforderungen des jeweiligen Produkts erfüllen.

Dazu gehören je nach Reserveart unter anderem:

• verfügbare Leistung
• Aktivierungsgeschwindigkeit
• Messgenauigkeit
• Online-Datenübertragung
• Steuerbarkeit
• Verfügbarkeit
• Nachweis der gelieferten Leistung
• Ausfall- und Ersatzkonzept
• Kommunikationswege

FCR, aFRR und mFRR benötigen jeweils eine eigene Präqualifikation. Die Präqualifikation ist grundsätzlich drei Jahre gültig und muss danach verlängert werden. Wesentliche technische Änderungen können eine erneute Prüfung erforderlich machen. Erst nach Abschluss des produktspezifischen Rahmenvertrags darf ein Anbieter an den Ausschreibungen teilnehmen.

Wie wird Regelreserve beschafft?

APG bestimmt, wie viel Reserveleistung für die österreichische Regelzone benötigt wird. Anschließend werden die benötigten Mengen über Ausschreibungen beschafft.

Anbieter übermitteln Gebote mit:

• angebotener Leistung in MW
• positiver oder negativer Richtung
• Produktzeitraum
• Kapazitätspreis
• bei aFRR und mFRR zusätzlich Energiepreis
• technischen und teilweise wirtschaftlichen Bedingungen

Die Gebote werden nach den jeweiligen Ausschreibungsregeln gereiht. Günstige und technisch geeignete Angebote erhalten den Zuschlag, bis die benötigte Menge erreicht ist.

Leistungspreis und Energiepreis

Die Vergütung besteht je nach Produkt aus zwei Komponenten.

Leistungspreis beziehungsweise Kapazitätspreis

Der Kapazitätspreis vergütet die verbindliche Vorhaltung der Regelreserve.

Der Anbieter erhält diese Vergütung grundsätzlich auch dann, wenn seine Leistung während des Produktzeitraums nicht aktiviert wird. Er muss die zugesagte Leistung dennoch jederzeit verfügbar halten.

Der Leistungspreis ist somit kein Entgelt für eine neu entstandene Lastspitze. Die entsprechende Darstellung im bisherigen Beitrag war fachlich nicht korrekt.

Energiepreis beziehungsweise Arbeitspreis

Der Energiepreis vergütet die tatsächlich aktivierte Regelenergie.

Beispiel:

• aktivierte Leistung: 5 MW
• Dauer: 15 Minuten
• gelieferte Regelenergie: 1,25 MWh
• Energiepreis: 180 Euro/MWh

1,25 MWh × 180 Euro/MWh = 225 Euro

Der Energiepreis kann je nach Produkt, Marktsituation und Richtung positiv, null oder negativ sein.

Warum kann negative Regelenergie einen negativen Preis haben?

Bei negativer Regelenergie nimmt der Anbieter zusätzliche Energie auf oder reduziert seine Erzeugung.

Ein Speicherbetreiber kann beispielsweise bereit sein, für den aufgenommenen Strom zu bezahlen, weil er diesen später wieder verwenden oder verkaufen kann. Er bietet dann einen negativen Energiepreis.

Auch bei Erzeugungsanlagen können negative Preise auftreten, wenn das Herunterfahren technische Kosten verursacht oder entgangene Förderungen und Markterlöse berücksichtigt werden müssen.

Die Vorzeichenlogik eines Energiepreises ist deshalb nicht mit der technischen Richtung der Regelreserve gleichzusetzen.

Regelreserve und Ausgleichsenergie: der Unterschied

Regelreserve und Ausgleichsenergie erfüllen physikalisch einen ähnlichen Zweck, werden aber aus unterschiedlichen Perspektiven betrachtet.

Regelreserve

Regelreserve beschreibt die physische Leistung, die APG benötigt und aktiviert, um das Gleichgewicht der gesamten Regelzone aufrechtzuerhalten.

Ausgleichsenergie

Ausgleichsenergie beschreibt die Abweichung einer einzelnen Bilanzgruppe von ihrem geplanten Fahrplan.

Jede Bilanzgruppe plant für jede Abrechnungsperiode:

• erwartete Einspeisungen
• erwartete Entnahmen
• Käufe und Verkäufe
• Importe und Exporte

Weichen die tatsächlichen Werte davon ab, entsteht Ausgleichsenergie.

Vereinfachtes Beispiel

Bilanzgruppe A verursacht ein Defizit von 30 MWh.

Bilanzgruppe B besitzt gleichzeitig einen Überschuss von 20 MWh.

Aus Sicht der einzelnen Bilanzgruppen entstehen insgesamt:

30 MWh + 20 MWh = 50 MWh absolute Ausgleichsenergie

Für die gesamte Regelzone verbleibt nach Saldierung aber nur:

30 MWh − 20 MWh = 10 MWh Defizit

APG muss physikalisch nur das verbleibende Regelzonendefizit ausgleichen.

Die Summe der bilanziellen Abweichungen kann deshalb deutlich höher sein als die tatsächlich benötigte Regelenergie. E-Control beschreibt den Regelreservebedarf als Saldo der Ausgleichsenergie aller Bilanzgruppen.

Bilanzgruppen und Fahrpläne

Jeder Marktteilnehmer muss einer Bilanzgruppe zugeordnet sein. Der Bilanzgruppenverantwortliche plant und verwaltet die Energieflüsse der Gruppe.

Die Fahrpläne werden in Viertelstundenwerten übermittelt und können im Intraday-Handel angepasst werden. Nach dem Lieferzeitpunkt vergleicht der Bilanzgruppenkoordinator die tatsächlichen Werte mit den gemeldeten Fahrplänen und ermittelt die Ausgleichsenergie.

Eine gute Prognose reduziert deshalb nicht nur Handelsrisiken, sondern auch Ausgleichsenergiekosten.

Wer ist in Österreich wofür zuständig?

Austrian Power Grid

APG ist der österreichische Regelzonenführer und Übertragungsnetzbetreiber. Das Unternehmen:

• überwacht die Regelzone,
• ermittelt den Reservebedarf,
• beschafft Regelreserve,
• aktiviert Regelenergie,
• überwacht die Erbringungsqualität,
• koordiniert grenzüberschreitende Ausgleichsprozesse.

Regelreserveanbieter

Der Regelreserveanbieter betreibt oder bündelt präqualifizierte technische Einheiten und bietet deren Flexibilität am Markt an.

Verteilnetzbetreiber

Der Verteilnetzbetreiber ist insbesondere bei dezentralen Anlagen beteiligt. Er prüft Netzverträglichkeit, verwaltet Zählpunkte und übermittelt beziehungsweise bestätigt definierte Messdaten.

Bilanzgruppenverantwortlicher

Der Bilanzgruppenverantwortliche ist für die Fahrpläne und die wirtschaftliche Bewirtschaftung seiner Bilanzgruppe zuständig.

Bilanzgruppenkoordinator

Die APCS betreibt in der APG-Regelzone die Verrechnungsstelle. Sie ermittelt und verrechnet unter anderem die Ausgleichsenergie der Bilanzgruppen.

Wie werden die Kosten verteilt?

Die Kosten der vorgehaltenen Regelleistung und der tatsächlich aktivierten Regelenergie werden unterschiedlich behandelt.

Nach der aktuellen Darstellung der E-Control werden die Kosten der Leistungsbereitstellung über das Regelleistungsentgelt finanziert. Dieses ist nach dem ElWG 2025 von Einspeisern mit einer netzwirksamen Leistung von mehr als 5 MW zu entrichten.

Die Kosten der aktivierten Regelenergie fließen in das Ausgleichsenergiepreissystem ein und werden den Bilanzgruppen entsprechend ihrer Abweichungen verrechnet. Lieferanten und andere Marktteilnehmer berücksichtigen diese Kosten anschließend in ihren Kalkulationen und Vertragsmodellen.

Private Haushalte erhalten daher normalerweise keine eigene Rechnungsposition „Regelenergie“. Die Kosten sind indirekt Bestandteil der Energie- und Systemkosten.

Welche Rolle spielen erneuerbare Energien?

Windkraft und Photovoltaik erhöhen die Bedeutung guter Prognosen und flexibler Anlagen, weil ihre Erzeugung wetterabhängig ist. Sie sind jedoch nicht die einzige Ursache für Regelenergiebedarf.

Abweichungen gab es bereits in Stromsystemen mit überwiegend konventionellen Kraftwerken. Auch große Kraftwerksausfälle, Verbrauchsänderungen, Handelsabweichungen und Prognosefehler erzeugen Regelbedarf.

Erneuerbare Energien können gleichzeitig selbst zur Stabilisierung beitragen:

• Windkraftanlagen können ihre Leistung reduzieren.
• Photovoltaikanlagen können abgeregelt werden.
• Batteriespeicher können sehr schnell in beide Richtungen reagieren.
• Wasserkraftwerke können flexibel hoch- und herunterfahren.
• steuerbare Verbraucher können ihren Bezug verschieben.

Der steigende Anteil erneuerbarer Erzeugung verändert daher nicht nur den Bedarf, sondern auch die Anbieterstruktur am Regelreservemarkt.

Batteriespeicher am Regelreservemarkt

Batteriespeicher eignen sich technisch besonders gut für schnelle Regelreserve.

Ihre Vorteile sind:

• sehr kurze Reaktionszeiten
• präzise Steuerung
• positive und negative Leistung
• keine notwendige Anfahrzeit
• gute Poolbarkeit
• genaue Messbarkeit

Die nutzbare Reserve hängt jedoch vom Ladezustand ab.

Ein vollständig geladener Speicher kann nicht mehr beliebig negative Regelreserve durch weiteres Laden bereitstellen. Ein leerer Speicher kann keine positive Regelenergie durch Entladen liefern.

Der Betreiber benötigt deshalb ein Ladezustandsmanagement, das ausreichend Kapazität in beide Richtungen freihält.

Beispiel

Ein Speicher besitzt:

• maximale Ladeleistung: 10 MW
• maximale Entladeleistung: 10 MW
• Speicherkapazität: 20 MWh
• aktueller Ladezustand: 50 Prozent

In diesem Zustand kann er grundsätzlich sowohl positive als auch negative Leistung anbieten. Die konkrete präqualifizierbare Menge hängt jedoch von den technischen Nachweisen, der geforderten Dauer und dem Betriebskonzept ab.

Ist Regelreserve dasselbe wie Netzreserve?

Nein.

Regelreserve

Regelreserve gleicht das Verhältnis zwischen Erzeugung und Verbrauch aus und hält die Netzfrequenz stabil.

Netzreserve

Netzreserve wird für Engpassmanagement benötigt. Sie stellt sicher, dass geeignete Erzeugungs- oder Verbrauchsanlagen verfügbar sind, wenn einzelne Leitungen oder Netzbereiche überlastet werden könnten.

Bei einem Netzengpass kann grundsätzlich genug Strom erzeugt werden, aber am falschen geografischen Ort. Dann müssen Kraftwerke vor dem Engpass ihre Leistung reduzieren und Anlagen hinter dem Engpass ihre Leistung erhöhen.

Die österreichische Netzreserve dient ausdrücklich der Vorhaltung gesicherter Kapazitäten für Engpassmanagement und Redispatch.

Eine Anlage kann grundsätzlich für mehrere Märkte geeignet sein. Sie darf dieselbe Flexibilität aber nicht mehrfach verbindlich verkaufen, wenn die Verpflichtungen nicht gleichzeitig erfüllt werden können.

Technischer Datenaustausch und OBIS-Kennzahlen

Im österreichischen energiewirtschaftlichen Datenaustausch werden spezielle Kennzeichnungen für Regelenergiezeitreihen verwendet.

Historisch beziehungsweise in den Sonstigen Marktregeln werden folgende Zusätze unterschieden:

• R.01 für Primärregelung beziehungsweise FCR
• R.02 für Sekundärregelung beziehungsweise aFRR
• R.03 für Tertiärregelung beziehungsweise mFRR

Für die praktische Übermittlung aktivierter Regelenergiemengen werden insbesondere folgende Kennzahlen verwendet:

Die Ziffern 1.9.0 und 2.9.0 sind dabei aus Sicht des energiewirtschaftlichen Datenaustauschs als Liefer- beziehungsweise Bezugsrichtung zu interpretieren. Die alltagssprachliche Bezeichnung „Verbrauch“ und „Einspeisung“ kann je nach Rolle und Nachrichtenrichtung missverständlich sein.

Aktuelle Vereinbarungen zwischen Verteilnetzbetreibern und Regelreserveanbietern führen für die Übermittlung vergütungsrelevanter negativer Regelenergie weiterhin insbesondere die Kennzahlen R.02 und R.03 an.

Warum erscheint R.01 kaum in der Energieabrechnung?

FCR wird als symmetrische Kapazität angeboten und regulär nur über den Kapazitätspreis vergütet. Eine klassische energiemengenbezogene Abrechnung wie bei aFRR und mFRR besteht nicht. Deshalb stehen in den operativen Zeitreihen- und Vergütungsprozessen vor allem R.02 und R.03 im Vordergrund.

Europäische Zusammenarbeit

Regelreserve endet nicht an der Staatsgrenze.

FCR wird über eine gemeinsame europäische Kooperation beschafft. aFRR und mFRR werden zunehmend über gemeinsame europäische Plattformen optimiert.

Wichtige Plattformen und Kooperationen sind:

• FCR Cooperation
• PICASSO für aFRR
• MARI für mFRR
• IGCC für die Vermeidung gegenläufiger aFRR-Aktivierungen
• ALPACA für grenzüberschreitende aFRR-Kapazitätskooperation

Bei der Imbalance-Netting-Kooperation werden gegenläufige Bedarfe verschiedener Länder zunächst miteinander verrechnet.

Beispiel:

• Österreich benötigt 50 MW positive aFRR.
• Ein Nachbarland benötigt gleichzeitig 30 MW negative aFRR.

Statt in beiden Ländern gegenläufige Anlagen zu aktivieren, können 30 MW rechnerisch grenzüberschreitend ausgeglichen werden. Nur die verbleibenden 20 MW müssen zusätzlich aktiviert werden.

APG nimmt an IGCC und PICASSO teil; die Plattformen sollen gegenläufige Aktivierungen vermeiden und verfügbare Gebote grenzüberschreitend wirtschaftlich optimieren.

Häufige Missverständnisse

Regelenergie wird nur bei einem drohenden Blackout eingesetzt

Nein. Regelenergie wird im normalen Netzbetrieb laufend aktiviert. Sie gleicht gewöhnliche Prognoseabweichungen, Laständerungen und technische Ereignisse aus.

Positive Regelenergie bedeutet immer ein zusätzliches Kraftwerk

Nein. Auch ein reduzierter Stromverbrauch oder die Entladung eines Batteriespeichers kann positive Regelenergie darstellen.

Negative Regelenergie bedeutet, dass Strom vernichtet wird

Nein. Die Erzeugung kann reduziert oder der Verbrauch erhöht werden. Speicher und Pumpspeicher können überschüssige Energie aufnehmen.

Regelreserve und Ausgleichsenergie sind dasselbe

Nein. Regelreserve ist die physisch vorgehaltene und aktivierte Flexibilität der Regelzone. Ausgleichsenergie ist die bilanzielle Abweichung einer Bilanzgruppe.

Jede Photovoltaikanlage kann direkt Regelenergie verkaufen

Nein. Die Teilnahme setzt technische Präqualifikation, Marktanbindung und ausreichende Gebotsgröße voraus. Kleine Anlagen benötigen normalerweise einen Aggregator.

Regelreserve verhindert allein jeden Blackout

Nein. Sie ist ein wichtiger Teil der Systemführung, aber nur eine von mehreren Schutzebenen. Netzausbau, Engpassmanagement, Schutztechnik, Systemdienstleistungen, Kraftwerksplanung und europäische Zusammenarbeit sind ebenfalls erforderlich.

Häufige Fragen

Was ist der Unterschied zwischen Regelreserve und Regelenergie?

Regelreserve ist die freigehaltene Leistung in MW. Regelenergie ist die tatsächlich aktivierte Energiemenge in MWh.

Was bedeutet positive Regelenergie?

Positive Regelenergie erhöht das Leistungsangebot im System. Dies erfolgt durch mehr Einspeisung oder weniger Verbrauch.

Was bedeutet negative Regelenergie?

Negative Regelenergie reduziert den Leistungsüberschuss. Dies erfolgt durch weniger Einspeisung oder mehr Verbrauch.

Wie schnell reagiert Regelenergie?

FCR erreicht ihre vollständige Leistung innerhalb von 30 Sekunden. aFRR erreicht das europäische Standardprodukt innerhalb von fünf Minuten. mFRR besitzt eine maximale Vollaktivierungszeit von 12,5 Minuten.

Wer steuert die Regelenergie in Österreich?

Austrian Power Grid überwacht die österreichische Regelzone, beschafft Regelreserve und aktiviert die benötigte Regelenergie.

Können Haushalte Regelenergie anbieten?

Nicht direkt über eine gewöhnliche Stromanlage. Eine Teilnahme kann über einen Aggregator erfolgen, der viele kleine Speicher, Verbraucher oder Erzeugungsanlagen zu einem Pool zusammenfasst.

Bekommen Regelreserveanbieter immer Geld?

Ein erfolgreicher Anbieter erhält abhängig vom Produkt eine Vergütung für die Vorhaltung. Bei aFRR und mFRR kommt bei Aktivierung eine Vergütung beziehungsweise Abrechnung der gelieferten Regelenergie hinzu. Bei FCR wird regulär nur die Kapazität vergütet.

Warum wird Regelenergie in Viertelstunden abgerechnet?

Der österreichische Strommarkt verwendet Viertelstunden unter anderem für Fahrpläne, Energiebilanzierung und Ausgleichsenergie. Die tatsächliche Aktivierung kann innerhalb dieser Intervalle wesentlich feiner erfolgen.

Wird durch Smart Meter Regelenergie bereitgestellt?

Ein Smart Meter stellt selbst keine Regelenergie bereit. Er kann Messwerte liefern, besitzt aber ohne steuerbare Anlage und entsprechende Marktprozesse keine regelbare Leistung.

Fazit

Regelreserve hält das Stromsystem im Gleichgewicht, wenn Erzeugung, Verbrauch und gemeldete Fahrpläne kurzfristig voneinander abweichen.

Die drei Reserveebenen erfüllen unterschiedliche Aufgaben:

• FCR reagiert innerhalb von Sekunden und stabilisiert die Frequenz.
• aFRR gleicht die betroffene Regelzone automatisch aus und entlastet FCR.
• mFRR übernimmt länger andauernde Abweichungen und entlastet aFRR.

Positive Regelenergie entsteht durch zusätzliche Einspeisung oder geringeren Verbrauch. Negative Regelenergie entsteht durch geringere Einspeisung oder höheren Verbrauch.

Regelreserve ist nicht mit Ausgleichsenergie gleichzusetzen. Regelreserve beschreibt die physische Systemreaktion. Ausgleichsenergie beschreibt die wirtschaftlich verrechnete Abweichung einer Bilanzgruppe.

Neben Wasserkraftwerken und thermischen Kraftwerken gewinnen Batteriespeicher, flexible Industrieverbraucher und dezentrale Anlagenpools an Bedeutung. Sie können schnell reagieren und Leistung in beide Richtungen bereitstellen. Voraussetzung bleiben eine technische Präqualifikation, belastbare Mess- und Steuerungssysteme sowie eine professionelle Marktanbindung.

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