Kraftwerksmanagement

aus Wikipedia, der freien Enzyklopädie
Zur Navigation springen Zur Suche springen

Kraftwerksmanagement bezeichnet den ökologisch und ökonomisch sinnvollen Einsatz eines bestehenden Kraftwerkparks.

In ein elektrisches Verteilernetz muss beständig genau soviel elektrische Energie eingespeist werden, wie gerade von den Verbrauchern benötigt wird. Kleinere Abweichungen führen zur Änderung der Netzfrequenz, größere können großräumige Stromausfälle verursachen. Um dieses Ziel langfristig und kurzfristig sicherzustellen, bestimmen in einer marktbasierten Organisation der Energiewirtschaft, wie sie heute in Europa und den USA vorherrscht, Marktpreise sowohl der Einsatz bestehender Kraftwerke als auch die Planung neuer Kraftwerke (siehe Energiemarkt).[1]

In Deutschland erfolgt dies mit dem EnWG 1998[2] durch die wirtschaftliche Optimierung des Kraftwerkseinsatzes auf Basis der entstehenden Kosten und der erzielbaren Preise im Energiehandel und an der EEX (Kraftwerkseinsatzoptimierung). Für die Systemsicherheit, das heißt die Aufrechterhaltung der Netzfrequenz, sind seither die Übertragungsnetzbetreiber zuständig, die hierfür eine Auktion[3] zur Beschaffung von Regelleistung betreiben und netzseitige Steuerungsmaßnahmen (z. B. Netzschaltungen) wahrnehmen. Eine ähnliche Organisation der Energiewirtschaft findet man nunmehr auch in Europa[4] und den USA vor.

Aus technischen Gegebenheiten unterschiedlicher Kraftwerkstypen und der Anreizwirkungen von Markt und Marktdesign ergibt sich der tatsächliche Einsatz verschiedener Kraftwerkstypen und das Zusammenspiel des Kraftwerksparks insgesamt.

Merkmale der Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Dynamische Merkmale thermischer Kraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Leistungsabgabe von Kraftwerken kann nicht beliebig schnell geändert werden. Je nach Bauart sind gewisse Grenzen einzuhalten.[5]

Kohlekraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Leistung von Braunkohlenkraftwerken kann etwa um 3 % der Nennleistung je Minute geändert werden, die von Steinkohlekraftwerken um etwa 4 %.[6] Die Leistung kann je nach Bauart zwischen 40–60 % und 100 % geändert werden. Die Anfahrzeiten nach Stillstand und die anschließende Mindestbetriebszeit liegen jeweils bei über zwei Stunden.[7][8][6]

Gasturbinenkraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Gasturbinenkraftwerke erreichen Änderungsgeschwindigkeiten bis zu 20 % der Nennleistung pro Minute und eignen sich deshalb besonders gut zur Deckung von schnellen Lastschwankungen. Außerdem zeichnen sie sich durch sehr kurze Anfahrzeiten von wenigen Minuten aus. Die Leistung kann zwischen 20 % und 100 % geändert werden. Deshalb ist dieser Typ sehr gut für Spitzenlastkraftwerke geeignet. Gasturbinenkraftwerke haben vergleichsweise niedrige Investitionskosten und hohe Grenzkosten bei der Erzeugung, so dass sich ihr Betrieb nur in teuren Stunden lohnt.

Kernkraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Bei Kernkraftwerken muss man unterscheiden:

  • Moderne Druckwasserreaktoren erreichen Änderungsgeschwindigkeiten bis zu 5 % der Nennleistung pro Minute. Die Leistung kann zwischen 20 % und 100 % geändert werden.
  • Bei den meist älteren Siedewasserreaktoren liegt die Mindestleistung bei 60 % der Nennleistung, die Änderungsgeschwindigkeit beträgt 4–6 % pro Minute.
  • Oberhalb von 80 % der Nennleistung können bei beiden Reaktortypen Änderungsgeschwindigkeiten von bis zu 10 % der Nennleistung pro Minute erreicht werden.[7]
  • Deutsche Kernkraftwerke können pro Minute je nach Bauart und Leistungsbereich um 3,8–10 % geregelt werden und müssen mit mindestens 50–60 % der Maximalleistung betrieben werden.[7] Bei Nutzung der Mindestlast unter Kondensatorwärmeabfuhr sinkt die Mindestleistung auf 0 %.[8][6] In französischen Druckwasserreaktoren wurden Minimalleistungen von unter 30 % ohne Kondensatoröffnung erzielt.
  • Ältere, vor allem auf Grundlastbetrieb optimierte Kernkraftwerke, wie beispielsweise der britische AGR oder der russische WWER-440 weisen eine deutlich geringere Flexibilität auf.
  • Auch bei den flexiblen deutschen und französischen Kernkraftwerken mit Druckwasserreaktor werden im Normalbetrieb zur Vermeidung übermäßigen Verschleißes selten Änderungsgeschwindigkeiten von mehr als 1,5 % der Nennleistung pro Minute gefahren.[6]

Kraft-Wärme-Kopplung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraft-Wärme gekoppelte Anlagen müssen in der Regel den Wärmebedarf nachfahren und haben somit kaum Flexibilität.[9] Dies gilt unabhängig vom Brennstoff und auch unabhängig davon, ob es sich um eine großtechnische Anlage oder um ein Mini-HKW handelt. Die Integration von alternativen Wärmequellen, Wärmespeichern und Elektrischen Wärmeerzeugern in das Fernwärmenetz ermöglicht jedoch eine stromgeführte Fahrweise.[10]

Merkmale anderer Kraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Laufwasserkraftwerke sind zu einer sehr guten Leistungsregelung mit hohen Lastgradienten in der Lage, da kein aufwendiger verfahrenstechnischer Prozess wie bei thermischen Kraftwerken vorgelagert ist. Diese Fähigkeit qualifiziert sie zwar als Spitzenlastkraftwerke, allerdings würde man bei einer Drosselung Energie, in Form von vorbei strömendem Wasser, verschenken.
  • Windkraftwerke sind sehr gut zu einer negativen Lastregelung in der Lage, das heißt sie können ohne größere Kosten steil abfahren. An das deutsche Hochspannungsnetz angeschlossene Windanlagen müssen ihre Leistung auf Abruf um 10 % der Nennleistung pro Minute auf einen vom Netzbetreiber vorgegebenen Leistungswert absenken können.[11] Jedoch bietet das Marktdesign zur Laststeuerung von Windanlagen in der Regel keinen finanziellen Anreiz.[9]

Kraftwerkskategorien[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Klassische Kraftwerkskategorien

Die klassischen Kraftwerksbezeichnungen als Grundlast, Mittellast und Spitzenlast sind durch die hohe Einspeisung sogenannter „Fluktuierender Erzeugung“ irreführend geworden. Die Aufgabe regelbarer Kraftwerke ist es nicht mehr, die Last abzufahren, sondern vielmehr die Restlast nach Abzug fluktuierender Erzeugung möglichst wirtschaftlich darzustellen.

Fluktuierende Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Fluktuierende Erzeugung sind Stromeinspeisungen, die unabhängig von der Last, zum Beispiel dargebotsabhängig erfolgen. Hierzu gehört vorrangig die Wind- und Solareinspeisung. Eine ähnliche Kategorie sind aber auch Müllverbrennungsanlagen und andere Erzeugungseinheiten, die nicht auf Marktsignale reagieren, sondern von anderen Ereignissen gesteuert werden.

Grundlast[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerke, die als Grundlastkraftwerke betrieben werden, stellen Energie preisgünstig zur Verfügung oder haben eine geringe Leistungsänderungsgeschwindigkeit. Sie werden nach Möglichkeit rund um die Uhr mit nahezu voller Leistung betrieben. Die Leistung von Grundlastkraftwerken muss sich nicht unbedingt leicht regeln lassen. Hierzu gehören:

Mittellast[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerke, die als Mittellastkraftwerke betrieben werden, lassen sich über einen weiten Leistungsbereich regeln, die Regelung wirkt allerdings mit einer gewissen Trägheit, wobei hohe Lastgradienten von Spitzenlastkraftwerken abgefahren werden und eine hohe Dynamik daher nicht notwendig ist. Sie kümmern sich um die Darstellung von Tages- und Wochenstrukturen. Hierzu gehören:

Spitzenlast und Regelleistung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerke, die als Spitzenlast- oder Regelkraftwerke betrieben werden, müssen jeder Leistungsveränderung im Netz folgen können und somit eine sehr hohe Dynamik besitzen. Sie werden meist nur wenige Stunden pro Tag eingesetzt. Als Spitzenlastkraftwerke werden vor allem

eingesetzt. Andere Speichertechnologien werden erforscht, z. B. Druckluftspeicherkraftwerke. Flexibilität weiterhin auch von kleinen Anbietern durch Bündelung zu sogenannten virtuellen Kraftwerken oder durch Laststeuerung bereitgestellt.

Kraftwerkseinsatz (Deutschland)[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Last, Wind- und Solareinspeisung und Restlast in Deutschland und Luxemburg im Januar 2020, Daten ENTSO-E Transparenzplattform

Der tatsächliche Einsatz der Kraftwerke hängt nicht nur von verfügbaren Flexibilitäten, sondern auch sehr stark von wirtschaftlichen Anreizen im Rahmen des Marktdesigns der Energiewirtschaft ab.

Fluktuierende Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Derzeit bieten die Rahmenbedingungen in Europa nur wenig Anreiz für Erneuerbare, ihre Flexibilitäten zu nutzen. Im Allgemeinen speisen somit die Erneuerbaren angebotsgesteuert ein. Der konventionelle Kraftwerkspark hat somit die Aufgabe, den Restbedarf zu decken.[9] Die nebenstehende Grafik zeigt beispielhaft die Last, das Einspeiseverhalten von Wind und Solar und die daraus resultierende Restlast in Deutschland und Luxemburg im Januar 2020. Nach Abzug von Wind- und Solareinspeisung sinkt die mittlere Last ungefähr 38 % von 61,11 GW auf 38,19 GW. Die Maximallast wird jedoch von dieser Einspeisung nur um etwa 11 % von 78,21 GW auf 69,34 GW reduziert. Die Deckung der Restlast stellt somit hohe Anforderungen an die Flexibilität des restlichen Kraftwerksparks. Die zu deckende Minimallast sinkt durch diese Einspeisung sogar von 38,86 GW auf 9,75 GW, so dass kaum mehr Grundlast verbleibt.[12]

Einsatz der Grund- und Mittellastkraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Aggregierter Einsatz verschiedener Kraftwerkstypen in Deutschland und Luxemburg im Januar 2020 im Vergleich zur Restlast (Leistung in GW)

Auch bei dem übrigen Kraftwerkspark spiegelt der Einsatz sowohl die technische Flexibilität als auch das Anreizsystem des regulierten Marktes wieder. Die Grafiken rechts zeigen beispielhaft den aggregierten Fahrplan unterschiedlicher Kraftwerkstypen im Januar 2020 im Vergleich zur abzudeckenden Restlast.[12]

  • Wie zu erwarten, fahren die Kernkraftwerke im Wesentlichen Band, reagieren jedoch sichtbar auf das Nachfragetief (und den negativen Preis)[13] am 31. Januar.
  • Auch die deutschen Biomassekraftwerke fahren einfach Band. Dies liegt nicht an mangelnder Flexibilität, sondern ist eine Folge der Fixvergütung des Erneuerbaren Energiengesetzes.

Dagegen nutzen die deutschen Stein- und Braunkohlekraftwerke alle ihnen zur Verfügung stehenden Flexibilitäten, um auf Preissignale zu reagieren und ihre Fahrweise der Nachfrage anzupassen. Der Beitrag der Steinkohlekraftwerke ist dabei ebenso groß wie der Beitrag der Gaskraftwerke.

Einsatz der Pumpspeicher[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Solareinspeisung (gelb) + Pumpspeichereinsatz (positiv blau/negativ transparent blau) im Vergleich zur Last in Deutschland und Luxemburg im Januar 2020

Pumpspeicher stehen nur in begrenztem Umfang zur Verfügung und haben auch nur begrenztes Ausbaupotential.[14] Die in Deutschland und Luxemburg installierte Leistung beträgt Stand 2020 9,4 GW.[12] Das linke Bild zeigt den aggregierten Pumpspeichereinsatz in Deutschland zusammen mit der dortigen Solareinspeisung (installierte Leistung 48,3 GW)[12]. Pumpspeicher nehmen im Wesentlichen nachts Energie auf und speisen sie zur Abendspitze der Last wieder ein. Die Mittagsspitze der Solareinspeisung wird ebenfalls im Winter manchmal (im Sommer grundsätzlich) abgesägt.[12]

Aussteuerung unerwarteter Abweichungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Unplanbare Abweichungen entstehen durch Ausfälle und technische Störungen sowie bei der Einspeisung von Solar- und Windkraftanlagen. Die Einspeisung von windabhängiger Windenergie und sonnenabhängiger Photovoltaik wird über Prognosesysteme (siehe z. B. Windleistungsvorhersage und Solarstromprognose) für Kurz- und Mittelfristzeiträume vorhergesagt, zeigt aber dennoch hohe Prognoseabweichungen. Weiterhin ist auch die Last nicht genau planbar.

Diese unerwarteten kurzfristigen Abweichungen werden vom Übertragungsnetzbetreiber über den Regelleistungsmarkt und den Abruf von Regelleistung ausgesteuert.

Risikovorsorge in der Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Neben dem optimalen Einsatz des aktiven Kraftwerksparks ist auch eine Risikovorsorge notwendig. Der Ausfall mehrerer Kraftwerke kann den Zusammenbruch des Netzes, den kaskadenartigen Ausfall weiterer Kraftwerke und damit einen Blackout zur Folge haben. Hierfür wurden im deutschen und europäischen Energiesystem verschiedene Vorsorgemaßnahmen getroffen.

Kaltreserve[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerkskonservierungen werden an Kraftwerken durchgeführt, die für eine unbestimmte Zeit nicht eingesetzt werden. Man nennt diese Kraftwerke auch Kaltreserve.[15] Diese Kraftwerke können nicht wirtschaftlich produktionsbereit gehalten werden, sollen aber auch nicht zurückgebaut werden, sondern bei unerwarteter Knappheit in relativ kurzer Frist reaktivierbar bleiben. Teilweise erhalten die Betreiber hierfür eine Vergütung.

Schwarzstartfähigkeit[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die meisten Kraftwerke haben einen Eigenstrombedarf und können ohne Stromnetz nicht hochfahren. Dies gilt auch für Windräder, die Strom benötigen, um ihre Rotoren auf den Wind auszurichten. Das Stromnetz muss somit über eine ausreichende Anzahl Schwarzstart-fähiger Kraftwerke verfügen. Dies sind Kraftwerke, die in der Lage sind, in einem schwarz gewordenen Netz ohne Stromversorgung hochzufahren und somit als Kern für den Neustart der Stromversorgung dienen können.

Kapazitätsreserve[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Kraftwerke in der Kapazitätsreserve dienen in Deutschland dazu, Extremsituationen am Strommarkt auszugleichen. Kann am Strommarkt die Nachfrage unvorhersagbar nicht durch das Angebot gedeckt werden, so sind Kraftwerke aus der Kapazitätsreserve zu aktiveren, um kurzfristig ausreichend Energie zur Verfügung zu stellen. Diese Kraftwerke stehen in der Regel still und werden nur bei Bedarf aktiviert. Kapazitätsreserven werden vom Übertragungsnetzbetreiber ausgeschrieben.

Sicherheitsbereitschaft[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Im Zuge der Stilllegung von Kohlekraftwerken werden in Deutschland die stillgelegten Kraftwerke zunächst in eine sogenannte Sicherheitsbereitschaft überführt. Während dieser Sicherheitsbereitschaft sind die Kraftwerke vorläufig stillgelegt und können nur in Extremsituationen wieder aktiviert werden. Nach 4 Jahren ist die Sicherheitsbereitschaft beendet und das Kraftwerk wird endgültig stillgelegt.

Strategisches Kraftwerksmanagement[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Für die Verwirklichung von ökologischen Zielen, aber auch für klassische Ziele wie Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit ist die strategische Weiterentwicklung des Kraftwerksparks von entscheidender Bedeutung. Diesbezügliche Ziele und der Weg dorthin wurden von der Bundesrepublik Deutschland 2010 in einem 40-Jahresplan, dem Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung festgehalten.[16]

Merkmale der Last[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Lastprognose[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Aus typischen Verhaltensweisen von Haushaltskunden, sowie aus Produktionsabläufen der Industrie ergeben sich Schwankungen im Stromverbrauch, die statistisch erfasst werden. Diese Statistiken werden zur Lastprognose verwendet. Die Lastprognose zeigt typische Tages- und Wochen- und Jahreszeitstrukturen. Die tatsächliche Last kann erheblich von der Prognose abweichen.

Laststeuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Auch die Steuerung des Verbrauchs ist möglich zum Beispiel über:

Bedeutung des Netzes[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Wie oben beschrieben steuert in letzter Instanz der Übertragungsnetzbetreiber verbleibende kurzfristige Unterschiede zwischen Erzeugung und Last über den Regelmarkt aus.

Redispatch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Weiterhin erfordert die Netzstabilität, dass der erzeugte Strom auch dorthin transportiert wird, wo er benötigt wird. Auch dies ist nicht immer möglich. Gelegentlich reicht die Netzkapazität nicht aus, um Windstrom aus Norddeutschland in süddeutsche Verbrauchszentren zu bringen. Dann erfolgt durch den Netzbetreiber ein sogenannter Redispatch. Dabei werden liefernde Kraftwerke in verbrauchsfernen Standpunkten zwangsweise heruntergefahren und andere in einem günstigeren Netzpunkt einspeisende Kraftwerke zwangsweise hochgefahren. Beide erhalten dafür eine regulierte Entschädigung.

Netzsteuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Um trotz der im Laufe eines Tages auftretenden großen Lastschwankungen die Netzspannung beim Verbraucher in etwa konstant halten zu können, kann das Übersetzungsverhältnis der Leistungstransformatoren zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz (z. B. 110 kV/20 kV) in Grenzen variiert werden. Dies bezeichnet man als Spannungsregelung.

Die Steuerung des Netzes mit Lastflusssteuerung, Lastflussberechnungen und Phasenschiebetransformatoren[18] hat eine wichtige Funktion bei der Erreichung und Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit. Ziel ist dabei die Vermeidung von Ringflüssen und der Belastungsausgleich im Netz. Unter dem Schlagwort Intelligentes Stromnetz (Smart Grid) wurden in neuerer Zeit Infrastrukturverbesserungen (Transformatoren, Batteriespeicher, Querregler) und Regelungstechnik auch auf Mittel- und Niederspannungsebene entwickelt, um Einspeisungen auf der untersten Spannungsebene besser zu steuern.[19]

Nachbarnetze[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Last- und Erzeugungsüberschüsse werden netzübergreifend im Rahmen vorhandener Grenzübergangskapazitäten über den Stromhandel ausgeglichen. Auch der Ausgleich unerwarteter Abweichungen im Regelmarkt erfolgt teilweise grenzüberschreitend.

Technischer Zusammenhang zwischen Netz und Systembilanz[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Bei den Generatoren von Wärmekraftwerken und Gasturbinen handelt es sich um sogenannte Synchrongeneratoren. Das heißt sie laufen mit der Netzfrequenz synchron.

Das unkoordinierte Ein- und Ausspeiseverhalten von Netznutzern führt nun ständig zu kleineren Störungen der Systembilanz, das heißt dem Gleichgewicht von Stromerzeugung und Stromabnahme. Da die Steuerung von Erzeugungsleistung und Verbrauchern darauf nur verzögert reagieren kann, erfolgt der sofortige Ausgleich aus der kinetischen Energie aller im Netz rotierenden Schwungmassen, insbesondere der Synchrongeneratoren.

Hierbei werden alle Schwungmassen gleichmäßig abgebremst (Überlast) oder beschleunigt (Unterlast). Die frequenzstarre Kopplung der Synchrongeneratoren führt so zu einem simultanen Abfall oder Anstieg der Netzfrequenz. Die Beobachtung der Netzfrequenz erlaubt somit unmittelbare Rückschlüsse auf die aktuelle Systembilanz des Netzes und ist Auslöser für weitergehende Regelungseingriffe.[20]

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Valentin Crastan: Elektrische Energieversorgung 1–3. 3 Bde., Berlin – Heidelberg 2012.
  • René Flosdorff, Günther Hilgarth: Elektrische Energieverteilung, Wiesbaden 2005, ISBN 3-519-36424-7.
  • Klaus Heuck/Klaus-Dieter Dettmann/Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung. Erzeugung, Übertragung und elektrischer Energie für Studium und Praxis, 8. überarbeitete und aktualisierte Auflage, Wiesbaden 2010, ISBN 978-3-8348-0736-6.
  • Wilfried Knies, Klaus Schierack: Elektrische Anlagentechnik. Kraftwerke, Netze, Schaltanlagen, Schutzeinrichtungen, München 2012, ISBN 978-3-446-43357-1.
  • Panos Konstantin: Praxishandbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Berlin – Heidelberg 2009, ISBN 978-3-540-78591-0.

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Fußnoten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. Udo Leuschner: Strom muß im selben Augenblick erzeugt werden, in dem er gebraucht wird. Abgerufen am 26. August 2016.
  2. EnWG 1998. Abgerufen am 14. August 2016.
  3. regelleistung.net Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung. Abgerufen am 14. August 2016.
  4. THE HARMONISED ELECTRICITY MARKET ROLE MODEL. (PDF) entso European Network of Transmission System Operators for Electricity, archiviert vom Original am 14. August 2016; abgerufen am 14. August 2016.
  5. Flexibilität von Kernkraftwerken (Memento vom 18. August 2016 im Internet Archive) / Regelenergie.
  6. a b c d [1] (PDF; 5,0 MB) Verträglichkeit von erneuerbaren Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio.
  7. a b c Archivierte Kopie (Memento vom 23. September 2015 im Internet Archive)
  8. a b http://www.et-energie-online.de/index.php?option=com_content&view=article&id=326:kernkraftwerke-und-erneuerbare-energien-die-maer-vom-systemkonflikt&catid=21:kernenergie&Itemid=27@1@2Vorlage:Toter Link/www.et-energie-online.de (Seite nicht mehr abrufbar, Suche in Webarchiven Info: Der Link wurde automatisch als defekt markiert. Bitte prüfe den Link gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
  9. a b c Leitstudie Strom BMWi. Abgerufen am 23. August 2021.
  10. Merkblatt für innovative KWK-Systeme. Abgerufen am 23. August 2021.
  11. VDN-Leitfaden EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz. Abgerufen am 23. August 2021.
  12. a b c d e Transparenzplattform ENTSO-E. Abgerufen am 22. August 2021 (englisch).
  13. Stromproduktion und Börsenstrompreise in Deutschland im Januar 2020. Abgerufen am 26. August 2021.
  14. Pumpspeicher in Deutschland nur begrenzt ausbaufähig. Abgerufen am 25. August 2021.
  15. Vgl. Seite 8 f. (Memento vom 24. Januar 2009 im Internet Archive)
  16. Energiekonzept 2010 der Bundesregierung. Abgerufen am 23. August 2021.
  17. Abschaltbare Lasten. Regelleistung.net, abgerufen am 30. August 2021.
  18. § 13 EnWG § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen. Abgerufen am 30. August 2016.
  19. Siemens: Regelungstechnik für Smart Grids. Abgerufen am 30. August 2016.
  20. Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung der Übertragungsnetzbetreiber: Beschreibung Systemausgleich und Regelreservemärkte. Abgerufen am 30. August 2021.