Regelleistung (Stromnetz)

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Die Regelleistung, auch als Reserveleistung oder unpräzise als Regelenergie 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 kurzfristig vom Netz getrennt werden.

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[Bearbeiten]

Variation der Netzfrequenz über 48 Stunden in einigen europäischen und asiatischen Ländern

Mittels Kraftwerksmanagement wird versucht, in Kraftwerken gewonnene Leistung und entnommene Leistung samt Transportverlusten 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.

Regelenergie und Erneuerbare Energieträger[Bearbeiten]

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 Windanlagen, 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 gleich geblieben ist oder sogar leicht abgenommen hat. Der tatsächliche Mehrbedarf an Regelenergie ist durch Überlagerung mit dem normalen Regelenergiebedarf kaum exakt zu beziffern, da sich die Genauigkeit der Prognosesysteme u. a. für die Windenergieeinspeisung in den letzten Jahren verbessert hat.

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.[1] 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.[2]

Technischer Aufbau der Frequenzregelung[Bearbeiten]

Europäische Verbundsysteme, farblich markiert die Verbundnetze. Der räumliche Bereich des kontinentaleuropäischen Netzes ist blau. Innerhalb eines Verbundsystems ist die Frequenz an jedem Ort gleich.

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).[3]

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.

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 UTCE 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
Schema des zeitlichen Einsatzes der unterschiedlichen Regelleistungsarten, idealisierte Darstellung

Primärregelung[Bearbeiten]

Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz

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.[4][5] 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.[6] Wenn die Abweichung kleiner als 10 mHz ist, erfolgt abhängig von der verwendeten Primärregelvorhaltung keine Aktivierung der Primärregelung.

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

Sekundärregelung[Bearbeiten]

Auch die Sekundärregelung hat die Aufgabe, das Gleichgewicht zwischen physikalischem Stromangebot und -nachfrage nach dem Auftreten einer Differenz wieder herzustellen. 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)[Bearbeiten]

Auch bei der Tertiärregelung (Minutenreserve) wird zwischen negativer und positiver Regelenergie unterschieden, sie dient primär der wirtschaftlichen Optimierung. Die Minutenreserve wird vom Übertragungsnetzbetreiber beim Lieferanten telefonisch angefordert.[7] 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:

  • Bei Frequenzsteigerungen können zusätzliche Lasten in Form von Pumpspeicherkraftwerken, Nachtspeicherheizungen etc. im Netz aktiviert werden.
  • Eine weitere Möglichkeit, negative Regelenergie zur Verfügung zu stellen, ist 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[Bearbeiten]

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[8]. In Europa erfasst Swissgrid im Auftrage des Stromverbundes UCTE diese Abweichungen und koordiniert die Korrekturen der Nennfrequenz im Rahmen der Quartiärregelung.

Regelzone[Bearbeiten]

Deutschland[Bearbeiten]

Deutsches Übertragungsnetz von 50Hertz, Amprion, EnBW und TenneT

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.[9] 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.[10]

Schweiz[Bearbeiten]

In der Schweiz gab es bis zum Jahreswechsel 2008/2009 insgesamt acht Regelzonen. Diese wurden unter der Swissgrid zusammengeführt.[11]

Österreich[Bearbeiten]

APG-Hochspannungsnetz, Stand 2011

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.[12]

Beschaffung von Regelleistung[Bearbeiten]

Die Beschaffung von Regelleistung erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen.

Beschaffung im deutschen Netzregelverbund[Bearbeiten]

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.[13] 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.[13] Der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserve wird dabei regelmäßig überprüft und die Ausschreibungen entsprechend angepasst; in Deutschland erfolgt dies quartalsweise.[14]

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.[15] Im Juni 2013 waren 43 Anbieter präqualifiziert, davon 14 für Primärregelleistung, 20 für Sekundärregelleistung und 36 zur Erbringung von Minutenregelleistung. Das Anbieterspektrum umfasst neben Kraftwerksbetreibern und Stadtwerken auch große Industriewerke.[16]

Beschaffung in Österreich[Bearbeiten]

In Österreich erfolgt die Ausschreibung von Regelleistung durch Austrian Power Grid durch regelmäßige Ausschreibungen.[5] Die Ausschreibung von Primärregeleistung ist im § 68, deren Kostenwälzung im § 67 und die Ausschreibung und Kostenwälzung von Sekundärregelleistung im § 66 geregelt.

Beschaffung in der Schweiz[Bearbeiten]

In der Schweiz beschafft sich Swissgrid seit 2009 die benötigte Regelleistung durch regelmäßige Ausschreibungen am Regelleistungsmarkt.[17] Die Ausschreibungen erfolgten zunächst monatlich, 2012 wurden sie durch wöchentliche und tägliche Ausschreibungen ersetzt.[18]

Kosten für Regelleistung[Bearbeiten]

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. [19]

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.[20]

Literatur[Bearbeiten]

  •  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.

Quellen[Bearbeiten]

  1. 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“).
  2.  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).
  3. Technischer Aufbau der Frequenzregelung im UCTE
  4.  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.
  5. a b Netzregelung. Austrian Power Grid, abgerufen am 6. Juli 2013.
  6. 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 30. Januar 2013.
  7. Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve. Amprion, abgerufen am 7. Juli 2013.
  8. swissgrid zu Netzzeitabweichung
  9. EnBW: „Gegeneinanderregeln“ gehört in Deutschland der Vergangenheit an – Netzregelverbund seit 1. Mai 2010 bundesweit realisiert, 1. Mai 2010, Zugriff am 1. Januar 2011
  10. 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).
  11. Swissgrid übernimmt das Schweizer Übertragungsnetz (PDF; 974 kB)
  12. Pressemeldung der APG: APG ab 2012 Regelzonenführer für ganz Österreich
  13. a b www.regelleistung.net
  14. Bestimmung des Bedarfs an Sekundärregelleistung und Minutenreserve
  15. Präqualifikation für die Vorhaltung und Erbringung von Regelleistung, abgerufen am 12. September 2013.
  16. [Präqualifizierte Anbieter je Regelenergieart], PDF-Datei (50 KiB), Stand 25. Juni 2013, abgerufen am 12. September 2013.
  17. Systemdienstleistungen. Swissgrid, abgerufen am 6. Juli 2013.
  18. Anpassungen im SDL-Markt. Swissgrid, 23. Juli 2012, abgerufen am 6. Juli 2013 (PDF; 35 kB).
  19. (BDEW): [1]
  20. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Hintergrundinformationen zum EEG-Erfahrungsbericht 2007 (PDF; 124 kB)

Weblinks[Bearbeiten]