Was ist Regelenergie und wer kann damit Geld verdienen? 

Definition: Was ist Regelenergie?

Regelenergie dient dazu, Frequenzschwankungen in Stromnetzen auszugleichen. Frequenzschwankungen entstehen, wenn Stromeinspeisung und Stromverbrauch voneinander abweichen.

Die Vorhaltung und Einspeisung von Regelenergie gehört zu den sogenannten Systemdienstleistungen, die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für den Netzbetrieb einkaufen. Bereitgestellt werden kann sie nicht nur von Stromerzeugungsanlagen, sondern auch von Stromspeichern und Verbrauchsanlagen.

Was ist der Unterschied zwischen Regelenergie, Regelleistung und Regelarbeit? 

Es gibt eine Reihe Begriffe, im Zusammenhang mit der Regelenergie, die nicht überall einheitlich verwendet werden. Wir grenzen sie wie folgt voneinander ab:

• Regelleistung ist die Bereitschaft, auf Abruf durch den Netzbetreiber Strom ins Netz zu speisen oder zu entnehmen. Dienstleister halten also Anlagen mit einer vereinbarten (positiven und negativen) Leistung, gemessen in Watt (W) vor, die sie währenddessen nicht anderweitig einsetzen können. Alternativ spricht man von Reserveleistung.
• Regelarbeit ist das aktive Ausgleichen der Netzfrequenz durch Einspeisung oder Entnahme von Strom, gemessen in der physikalischen Einheit für Arbeit Wattstunden (Wh). Der analoge Begriff Reservearbeit ist unüblich – wohl, weil die Anlagen, sobald sie Strom einspeisen, nicht mehr Teil der Reserve, sondern aktiv sind.
• Regelenergie ist der Oberbegriff für die anderen beiden. Auch der Begriff Reserveenergie ist eher selten. Alternativ spricht man eher von Regelreserve.

Wofür wird Regelenergie benötigt?

Wechselstromnetze müssen immer gerade so „voll“ sein, dass die Soll-Frequenz von 50 Hertz (Hz) gehalten wird. Das ist unter anderem deshalb nicht ganz einfach, weil Stromnetze selbst keine Speicher- beziehungsweise Pufferfunktion besitzen. Deshalb müssen sich Einspeisung und Entnahme von Strom immer die Waage halten.

Die korrekte Netzfrequenz ist so wichtig, dass bereits bei einer Abweichung um 0,01 Hz Gegenmaßnahmen eingeleitet werden; sprich: Regelleistung wird aktiviert und dadurch Regelarbeit abgerufen.

Eine konstante Netzfrequenz ist unter anderem deshalb so wichtig, weil viele elektrische Anwendungen auf sie angewiesen sind. Bei Elektromotoren etwa hängt die Drehzahl direkt von der Frequenz des Wechselstroms ab, mit dem sie betrieben werden. Eine Abweichung von ein paar Prozent ist beim Sahneschlagen verschmerzbar, in industriellen Prozessen kann sie Produktionsfehler verursachen.

Wie gelingt es überhaupt, die Frequenz konstant zu halten?

Damit immer gerade so viel Strom ins Netz eingespeist wird wie gerade benötigt, müssen sich Stromerzeuger und Verbraucher absprechen. Natürlich ruft niemand im nächsten Kraftwerk an, wenn er eine Tiefkühlpizza aufbackt oder einen Kaffee kocht. Solche Lasten lassen sich über sogenannte Standardlastprofile prognostizieren, weil sich die einzelnen Abweichungen von üblichen Verbrauchsmustern gegenseitig ausgleichen. Anders gesagt: Mal backt der eine etwas früher Pizza als sonst, mal kocht die andere ihren Kaffee etwas später.

Großverbraucher wie Chemieparks, Montanwerke oder andere energieintensive Produktionsbetriebe, aber auch Stadtwerke, Rechenzentren, Stromtankstellen oder mittlere Produktionsbetriebe und natürlich alle größeren Stromproduzenten melden ihre Verbrauchs- oder Erzeugungsprognosen direkt an die ÜNB.

Für all diese Akteure sind sogenannte Bilanzkreisverantwortliche zuständig, die – jeder für sich – dafür sorgen müssen, dass ihre Strombilanz ausgeglichen ist:

• bei Stromerzeugern zwischen Einspeisung und Verkauf
• bei Händlern zwischen Einkauf sowie Verkauf
• bei Verbrauchern zwischen Einkauf und Entnahme
• bei Speichern zwischen Entnahme und Einspeisung, alias Ein- und Ausspeicherung einschließlich der entsprechenden Kauf- und Verkaufsgeschäfte

Ein Bilanzkreis muss im Viertelstundentakt glattgestellt sein – und zwar 15 Minuten, bevor der jeweilige Liefer-/Verbrauchszeitraum beginnt. Damit Bilanzkreise nicht leichtfertig – oder sogar absichtlich – unausgeglichen bleiben, tragen die Bilanzkreisverantwortlichen die Kosten der erforderlichen Ausgleichsenergie in Höhe des sogenannten Ausgleichsenergiepreises (reBAP). Und das ist in aller Regel erheblich teurer, als den Bilanzkreis mit Börsenstrom glattzustellen.

Wodurch entstehen trotzdem Frequenzschwankungen?

Trotz aller Mühen und Anreize, die Bilanzkreise auszugleichen, entstehen die meisten Schwankungen der Netzfrequenz dann, wenn den Bilanzkreisverantwortlichen genau dies nicht gelingt. Dabei können Schwankungen in beide Richtungen auftreten: Ist die Einspeisung höher als die Entnahme, steigt die Netzfrequenz, und umgekehrt.

Erweist sich beispielsweise die Wettervorhersage als unzuverlässig, sodass plötzlich weniger erneuerbarer Strom verfügbar steht als gedacht, bleibt eventuell nicht genug Zeit, den fehlenden Strom von einem anderen Produzenten hinzuzukaufen. Dann hängt die Erzeugung dem Verbrauch hinterher und die Netzfrequenz sinkt.

Gibt es dagegen eine unvorhergesehen Betriebsunterbrechung in einer Fabrik, fällt ein großer Verbraucher weg. Wenn der Strom dann nicht rechtzeitig eine andere Verwendung findet, steigt die Netzfrequenz.

In der Praxis Realität ist unmöglich die Einspeisung von erneuerbaren Energien oder alle Verbräuche exakt vorherzusagen. Ein gewisses Ungleichgewicht ist daher die Regel. Im Großen und Ganzen gleichen sich positiven und negative Abweichung allerdings weitgehend aus, sodass sie das Netz nicht ernsthaft destabilisieren.

Wie werden Frequenzschwankungen ausgeglichen?

Dem Stromnetz selbst sind solche Frequenzschwankungen um wenige Prozent egal. Wobei auch die Netzinfrastruktur – Leitungen, Umspannwerke, Transformatoren etc. – auf die Soll-Frequenz ausgerichtet sind.

Im kontinentaleuropäischen Verbund gilt eine Frequenz zwischen 49,8 und 50,2 Hertz als tolerierbar. In diesem Bereich steuern die Netzbetreiber durch Aktivierung der normalen Regelleistung der Abweichung entgegen. Spätestens nach einer Stunde müssen die Bilanzkreise wieder glattgestellt sein, sodass die Regelenergie zurückgefahren und wieder zur Reserveleistung werden kann.

Was passiert, wenn die Regelenergie nicht ausreicht?

Irgendwo im kontinentaleuropäischen Netzverbund bricht die Stromfrequenz nahezu immer aus dem sogenannten „Totband“ zwischen 49,99 Hz und 50,01 Hz aus. Das ist der Bereich, in dem keine Regelung erfolgt. In den allermeisten Fällen genügt allerdings die Regelenergie, um die Frequenz rechtzeitig auszugleichen, bevor sie das „Regelband“ zwischen 49,8 Hz und 50,2 Hz verlässt.

In Einzelfällen kann es allerdings geschehen, dass die vorgehaltene Regelleistung nicht ausreicht, um die Netzfrequenz zu stabilisieren. Dann kommt es zu einem „unkontrollierten Brownout“ (engl.: voltage sag). In solchen Fällen veranlassen die Übertragungsnetzbetreiber einen Lastabwurf. Das heißt, Teile des Netzes – das können große Industrieanlagen, ein Stadtviertel oder ganze Regionen sein – werden kontrolliert vorübergehend vom Netz genommen (kontrollierter Brownout), um einen unkontrollierten, großflächigen Stromausfall (Blackout) zu verhindern.

Sinkt die Frequenz trotz aller Gegenmaßnamen unter 47,5 Hz, drohen Schäden an Verbrauchsanlagen und Netzinfrastruktur. Auch dann wird in Kontinentaleuropa in dem betroffenen Netzgebiet – selten auch in mehreren gleichzeitig – die Stromversorgung kurzzeitig ganz eingestellt und dann neu aufgebaut.

Welche Arten von Regelenergie gibt es?

Die Regelenergie ist zum einen nach zeitlichen Intervallen gestaffelt und zum anderen danach, ob sie eine Frequenzüber- oder -unterschreitung kompensieren soll.

Was sind Primär-, Sekundär- und Minutenreserve?

Die Regelung der Netzfrequenz ist in mehrere Stufen unterteilt. Sie werden nacheinander aktiviert, wenn die vorherige nicht genügt, um die Netzfrequenz wieder ins Totband zu bringen.

• Die Primärreserve (PRL) – im internationalen Kontext: Frequency Containment Reserve (FCR) – reagiert innerhalb von Sekunden und muss nach spätestens 30 Sekunden mit voller Leistung zur Verfügung stehen und diese für mindestens 15 Minuten halten können.
• Die Sekundärreserve (SRL) – automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) – muss innerhalb 5 Minuten mit voller Leistung zur Verfügung stehen und diese ebenfalls für mindestens 15 Minuten halten können.
• Die Minutenreserve (MRL) – auch Tertiärreserve oder manual Frequency Restoration Reserve (mFRR) – muss innerhalb 15 Minuten mit voller Leistung zur Verfügung stehen und diese für mindestens eine Stunde halten können.

Warum gibt es positive und negative Regelenergie?

Die Netzfrequenz kann in zwei Richtungen abweichen: nach oben, wenn etwa ein großer Verbraucher ausfällt oder private PV-Anlagen – die ja nicht gesteuert werden – unerwartet viel Strom einspeisen; oder nach unten, wenn Erzeuger ausfallen oder der Verbrauch unerwartet hoch ist. Dementsprechend müssen auch Energieflüsse negativ und positiv sein, um Abweichungen in beiden Richtungen entgegenwirken zu können.

• Positive Regelenergie speist zusätzlichen Strom ins Netz ein, um einem Abfall der Frequenz entgegenzuwirken.
• Negative Regelenergie reduziert den Strom im Netz, sodass eine erhöhte Frequenz wieder auf 50 Hz absinkt.

Wer stellt Regelleistung und Regelarbeit bereit?

Da es sich bei Regelenergie um eine Systemdienstleistung handelt, von der die Funktionsfähigkeit des Stromnetztes abhängt, sind die Anforderungen zur Teilnahme an den Märkten für Regelleistung (RLM) und Regelarbeit (RAM) sehr streng und kompliziert. Anbieter müssen sich dafür mit einigem Aufwand bewerben, ein Konzept einreichen und verschiedene Testläufe absolvieren (Präqualifikation).

Grundsätzlich müssen alle Anlagen eine Mindestleistung von 1 Megawatt (MW) bereitstellen, wobei es auch zulässig ist, mehrere kleinere Anlagen – zum Beispiel Batteriespeicher (Battery Energy Storage System – BESS) – zusammenzuschließen, um diese Leistung zu erreichen. Darüber hinaus eignen sich unterschiedliche Anlagenarten für die verschiedenen Arten der Regelenergie.

Anlagenarten für die Primärreserve

Die Netzbetreiber bevorzugen drehzahlgeregelte Kraftwerke für die Primärreserve. Häufig sind das – wo vorhanden – Pumpspeicherkraftwerke (PSW). Ihre Wasserturbinen sind binnen wenigen Sekunden aktiviert und viele erreichen nach weniger als 30 Sekunden ihre volle Leistung.

Andere Kraftwerke mit Drehstromgeneratoren sind ebenfalls geeignet. Thermoelektrische Kraftwerke (z.B. Gas, Biogas) können auch Primärregelarbeit leisten, sie arbeiten aber effizienter, je gleichmäßiger sie laufen.

Seit 2014 werden immer mehr BESS für die Primärreserve eingesetzt. Sie können nahezu augenblicklich Strom mit voller Lade- und Entladeleistung ein- und ausspeichern. Dabei muss die Regelenergie eines Anbieters nicht aus einer einzigen Anlage oder einem einzigen Batteriespeicher kommen. Inzwischen sind auch Kleinstanlagen mit weniger als 10 kW zugelassen, wenn sie in Anlagenverbünden – sogenannten virtuellen Kraftwerken – zusammengeschlossen werden.

Anlagenarten für die Sekundärreserve

Ab der Sekundärreserve können auch Anlagen eingesetzt werden, die entweder nur positive oder nur negative Regelenergie zur Verfügung stellen können. Zudem haben sie etwa mehr Zeit zu reagieren. Das eröffnet – neben PSW, BESS und virtuellen Kraftwerken – einer Reihe weiterer Systemdienstleistern die Marktteilnahme.

Positive Sekundärreserve

Neben PSW und BESS werden für die positive Sekundärreserve häufig mit Gas oder Biogase betriebene Gasturbinen oder Dampfkraftwerke herangezogen. Sie brauchen etwas länger um anzulaufen, können dann aber oft eine höhere Leistung abrufen als PSW und Batteriespeicher. Generell gilt ab der Sekundärreserve eine Mindestleistung von 5 MW, nur unter bestimmten Umständen werden auch kleinere Einheiten zugelassen.

Sekundärreserve kann auch von reinen Stromverbrauchern bereitgestellt werden: Viele industrielle Großanlagen können ihre Last relativ flexibel steuern – insbesondere dort, wo der Strom zur Erzeugung von Wärme oder Kälte genutzt wird. Bei Abruf senken sie ihren Stromverbrauch für 15 Minuten. Dies ist – wegen der Trägheit der Temperatur – möglich, ohne allzu große Verzögerungen in den Betriebsabläufen zu verursachen. Auch Großwärmepumpen in Fernwärmenetzen sind hierfür Kandidaten.

Negative Sekundärreserve

Auch für die negative Sekundärreserve sind PSW und BESS geeignet, schließlich wollen Betreiber sie möglichst günstig aufladen. Thermoelektrische Kraftwerke können durch Drosselung negative Regelarbeit leisten. Industrieanlagen und Wärmepumpen können negative Regelenergie liefern, indem sie ihren Stromverbrauch erhöhen.

Anlagenarten für die Minutenreserve

Für die Minutenreserve – die positive wie die negative – kommen die gleichen Anlagen in Betracht wie für die Sekundärreserve. Wobei PSW und Batteriespeicher nicht immer genug Energie speichern können, um die Anforderung zu erfüllen, die volle Regelleistung für eine ganze Stunde zu erbringen. Teilweise ist es bei diesen Anlagen auch lukrativer, die vierfache Regelleistung für 15 Minuten anzubieten.

Stattdessen können auch Steinkohlekraftwerke eingesetzt werden, die für Primär- und Sekundärreserve zu träge auf Eingriff reagieren. Viele Steinkohleblöcke können mehr als 100 MW erzeugen. Damit müssen sie ihre Leistung – je nach Bedarf – nur um wenige Prozent erhöhen oder herabsetzen, um die erforderliche Regelarbeit zu erbringen.

Gibt es erneuerbare Regelenergie?

PSW und BESS können selbstverständlich mit erneuerbarem Strom aufgeladen werden (und ihn wieder abgeben). Biomasse beziehungsweise Biogasanlagen sowie Laufwasserkraftwerke sind ebenfalls geeignet für Sekundär- und Minutenreserve.
Windparks können seit 2020 die Präqualifizierung für alle Stufen der Regelenergie (positiv wie negativ) erreichen. Stand Frühjahr 2025 werden sie aber nur in der Minutenreserve eingesetzt – vor allem wohl, weil die wirtschaftlichen Anreize nicht besonders gut sind. Jeder freiwillige Stillstand bedeutet einen Verlust von Vergütung, den die Prämien für die Reserveenergie nicht unbedingt ausgleichen können. Mit entsprechenden Mess- und Steuermodulen wären auch Solarkraftanlagen geeignet für die Erbringung von Regelenergie. Sie könnten aber aus naheliegenden Gründen nur zu klar begrenzten Zeiten überhaupt am Regelenergiemarkt teilnehmen.

Wie wird Regelenergie abgerufen?

Die verschiedenen Stufen der Regelreserve werden unterschiedlich koordiniert. Je früher sie greift, desto stärker ist die Erbringung der Arbeit automatisiert

Aktivierung der Primärreserve

Die Primärreserve wird durch die ENTSO-E, den Verband der europäischen ÜNB organisiert, und sie findet auch netz- und grenzüberschreitend statt. Verantwortlich für eine ausreichende Menge Regelenergie sind aber die jeweiligen nationalen ÜNB.
Die Primärreserve wird nicht von den Netzbetreibern abgerufen, sondern von den Systemdienstleistern selbstständig aktiviert und zurückgefahren. Das heißt: Die Anlagen messen selbständig die Netzfrequenz und steuern einer gemessenen Schwankung automatisch entgegen, sobald die Frequenz aus dem Totband läuft. Ebenso schalten sie sich wieder ab, wenn die Soll-Frequenz wieder hergestellt ist.

Aktivierung der Sekundärreserve

Die Systeme des betroffenen ÜNB senden den Bedarf an Sekundärreserve in Echtzeit an die Abrufplattformen, die wiederum die Systemdienstleister in ihrem Netzgebiet sowie verfügbare grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten aktivieren, um den Bedarf zu decken. Aktiviert werden die Anbieter angefangen beim günstigsten Gebot aufsteigend, bis der akute Bedarf gedeckt ist. Durch das Hochfahren der Sekundärleistung fährt die Primärreserve – ihrer automatischen Frequenzsteuerung folgend – sich selbst zurück.

Aktivierung der Minutenreserve

Zeichnet sich ab, dass Primär- und Sekundärreserve nicht ausreichen, um die Frequenzschwankung auszugleichen, informiert der ÜNB manuell (über digitale Plattformen und teils noch per Telefon) die Systemdienstleister, ebenfalls in der jeweils ermittelten Merit Order. Diese müssen dann die Bereitstellung der Minutenreserve sofort einleiten. Die Regelleistung muss dann binnen 15 Minuten ihre volle (positive oder negative) Wirkung im Netz entfalten.

Wie wird Regelenergie vergütet?

Regelenergie wird nicht an der Strombörse gehandelt. Die ÜNB halten für jedes der drei Marktsegmente gesonderte Auktionen ab. Jeden Tag schreiben sie die 24 Stunden des nächsten Tages in sechs Tranchen à 4 Stunden aus.

Die Gebote erhalten dann wie beim Börsenstrom Zuschläge nach der Merit Order – also in aufsteigender Reihenfolge, bis der Bedarf gedeckt ist. Diese Regeln gelten sowohl für Primär-, als auch für Sekundär- und Minutenreserve. Darüber hinaus gibt es einige Unterschiede zwischen den Marktsegmenten.

Wie wird die Primärreserve vergütet?

Eine Besonderheit der Primärreserve ist wie erwähnt, dass die Anbieter positive und negative Energie nicht getrennt voneinander anbieten können. Dementsprechend wird auch beides zusammen ausgeschrieben.

Daraus ergibt sich außerdem, dass in diesem Marktsegment ausschließlich die Regelleistung vergütet wird. Das heißt, die Anbieter erhalten nur Geld dafür, dass sie ihre Anlagen für die Einspeisung von Regelarbeit bereithalten. Für die bereitgestellte Regelarbeit, also den Strom, den sie bei Bedarf einspeisen beziehungsweise entnehmen, erhalten sie kein Geld.

Grund dafür ist, dass sich positive und negative Regelarbeit über die Zeit mehr oder weniger ausgleichen. Dementsprechend erhalten die Betreiber den während der Primärreserve eingespeicherten Strom ebenfalls kostenlos. Etwaige Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisearbeit sind in der Regel so gering, dass die Abrechnung einen unverhältnismäßigen bürokratischen Aufwand bedeuten würde.

Genau wie bei Day-ahead-Auktionen an der Strombörse geben die Anbieter ihre Gebote in einer Pay-as-clear-Auktion ab, die in diesem Fall der jeweilige ÜNB abhält. Beginnend beim niedrigsten erhalten die Gebote dann in aufsteigender Reihenfolge Zuschläge (Merit Order). Und genau wie beim „regulären“ Strom gilt am Ende Uniform Pricing, das heißt, alle Anbieter erhalten den Preis des letzten erfolgreichen Gebots.

Wie werden Sekundär- und Minutenreserve vergütet?

Auch die Preise für Regelleistung der Sekundär- und Minutenreserve werden in Auktionen der ÜNB ermittelt. Allerdings gilt hier die Pay-as-bid-Regel. Die erfolgreichen Bieter erhalten also genau den Preis, den sie bei der Auktion geboten haben. Außerdem finden die Auktionen für positive und negative Regelenergie getrennt statt. Zudem werden Regelleistung und Regelarbeit getrennt ausgeschrieben.

Zwei Märkte für positive und negative Regelenergie

Die getrennte Ausschreibung von positiver und negativer Regelenergie ist ein volkswirtschaftlicher Vorteil, weil die Systemdienstleister so noch genauer ihre Angebote kalkulieren können. Dazu zwei Beispiele:

Industriebetriebe etwa können in Zeiten der Vollauslastung keine negative Regelenergie anbieten, weil sie bereits am Limit produzieren und deshalb ihren Verbrauch nicht mehr steigern können. Je nach Kalkül werden sie aber positive Regelenergie anbieten, weil auch dann genügend Prozesswärme zur Verfügung steht, wenn diese für 15 Minuten nur reduziert erzeugt werden kann.

Ebenso könnte der Betreiber eines virtuellen Kraftwerks aus Batteriespeichern an einem wolkenreichen Tag zwischen 16 Uhr und 20 Uhr ein besonders günstiges Gebot für negative Regelenergie abgeben: Über Mittag ergab sich keine Möglichkeit, den Speicher mit günstigem Strom zu füllen, deshalb käme der Abruf von negativer Regelarbeit gerade recht, um die Batterie aufzuladen. Zwischen 20 Uhr und 24 Uhr könnte dann das Gebot für positive Regelenergie besonders günstig sein, weil der Speicher dann voll ist und Regelarbeit meist höhere Preise erzielt als Börsenstrom.

Zwei Märkte für Regelleistung und Regelarbeit

Ein weiterer Unterschied zur Primärreserve liegt in den gesonderten Ausschreibungen für Regelarbeit. Zunächst finden die Auktionen für die sechs Zeitscheiben zur Regelleistung statt, mit der sich Systemdienstleister verpflichten, Regelleistung freizuhalten. Damit stellen die ÜNB sicher, dass genug Regelenergie zur Verfügung steht.

Alsdann wird die Regelarbeit ausgeschrieben. Die Anbieter, die bei der Regelleistung einen Zuschlag erhalten haben, sind verpflichtet, auch hier ein Gebot abzugeben. Zusätzlich dürfen auch diejenigen Anbieter Gebote abgeben, die bei der Regelleistungsauktion leer ausgegangen sind. Damit soll der Wettbewerb auch in dieser Ausschreibungsrunde hoch gehalten werden.

Wird nämlich Regelarbeit benötigt, werden zunächst Anbieter mit den niedrigsten Geboten angefordert – und zwar unabhängig davon, ob sie bei der Leistungsauktion erfolgreich waren oder nicht. Dadurch kann ein Anbieter ohne Zuschlag für Regelleistung einen zunächst erfolgreichen Bieter aus der Merit Order der Regelarbeit schieben.

Wer bezahlt die Regelenergie?

Die Regelleistung wird über die Netzentgelte finanziert, die Stromverbraucher mit der Stromrechnung bezahlen. Dagegen wird die Regelarbeit den Bilanzkreisverantwortlichen einmal pro Monat in Rechnung gestellt. Dafür ermitteln die ÜNB viertelstündlich den Durchschnittspreis der Ausgleichsenergie – im Grunde die Kosten der abgerufenen Regelarbeit –und multiplizieren ihn mit dem Volumen, das jeder Bilanzkreisverantwortliche verursacht hat.

Wer ist für die Regulierung von Regelenergie und ihre Harmonisierung auf europäischer Ebene verantwortlich?

Die Regulierung der Regelenergiemärkte liegt in Deutschland bei der Bundesnetzagentur, die als nationale Regulierungsbehörde den fairen Zugang zum Markt sowie die Stabilität der Stromversorgung überwacht. Auf europäischer Ebene ist die Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) für die übergeordnete Aufsicht und Koordination zuständig. Sie sorgt gemeinsam mit den nationalen Regulierungsbehörden dafür, dass der Binnenmarkt für Energie - und somit auch für Regelenergie - effizient, transparent und diskriminierungsfrei funktioniert.

Eine zentrale operative Rolle spielt zudem ENTSO-E, das Netzwerk der europäischen Übertragungsnetzbetreiber. ENTSO-E koordiniert den technischen und organisatorischen Rahmen für den Strommarkt und ist daher auch maßgeblich an der Entwicklung gemeinsamer Plattformen für den transnationalen Austausch von Regelenergie beteiligt. Zwei Schlüsselprojekte in diesem Zusammenhang sind PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation) für Sekundärreserve (aFRR) und MARI (Manually Activated Reserves Initiative) für Minutenreserve (mFRR). Ziel dieser Plattformen ist es, den Regelenergiemarkt europaweit zu harmonisieren, die grenzüberschreitende Nutzung von Flexibilitäten zu erleichtern und dadurch die Systemstabilität effizienter und kostengünstiger sicherzustellen.

Wie funktioniert die transnationale Bereitstellung von Sekundärreserve über PICASSO und von Minutenreserve über MARI?

PICASSO ist die europäische Plattform für den Austausch von Sekundärreserve (aFRR) und wurde von der ENTSO-E gemeinsam mit den nationalen Übertragungsnetzbetreibern entwickelt. Technisch basiert PICASSO auf einem zentralen Algorithmus, der im 4-Sekunden-Takt Gebote der teilnehmenden Marktakteure aus verschiedenen Ländern bewertet und anschließend eine grenzüberschreitende Allokation der aFRR-Reserven vornimmt – je nach Bedarf und Wirtschaftlichkeit. Marktteilnehmer geben dabei standardisierte Gebote in einem gemeinsamen Marktgebotssystem ab, die sowohl Leistung als auch Preis enthalten. Der Aktivierungsalgorithmus priorisiert anschließend jene Angebote mit dem besten Preis-Leistungs-Verhältnis, unabhängig von der Landesgrenze, sofern keine Netzengpässe bestehen. Seit der offiziellen Inbetriebnahme der Plattform im Juli 2022 haben sich schrittweise mehrere Länder angeschlossen, darunter Deutschland, die Niederlande, Österreich, Slowenien, Tschechien und weitere. Allerdings sind noch nicht alle europäischen ÜNB technisch angebunden, sodass der Markt bislang nur einen Teil des europäischen Potenzials ausschöpft.

MARI (Manually Activated Reserves Initiative) ist die zentrale europäische Plattform für den Austausch von Minutenerserve (mFRR) und wurde im Rahmen der europäischen Electricity Balancing Guideline entwickelt. Im Gegensatz zu PICASSO, das automatisch agiert, basiert MARI auf einer marktlichen Aktivierung von Regelenergie durch die Übertragungsnetzbetreiber in Reaktion auf konkrete Systembedarfe. Technisch geben Marktteilnehmer - ganz ähnlich wie bei PICASSO - standardisierte mFRR-Gebote in einem gemeinsamen IT-System ab, die sowohl Preis als auch abrufbare Leistung und Aktivierungszeit enthalten. Ein zentraler Algorithmus ermittelt daraufhin im Minutentakt die kosteneffizienteste Kombination aus verfügbaren Geboten und weist sie den jeweiligen Bedarfen zu – auch grenzüberschreitend, sofern dies netztechnisch möglich ist. Seit dem Start der Plattform Ende 2022 ist MARI schrittweise in Betrieb gegangen; inzwischen sind mehrere Übertragungsnetzbetreiber aus über zehn Ländern aktiv angebunden oder in der finalen Umsetzungsphase.

Ein wesentliches technisches Hindernis für beide Plattformen liegt in der Komplexität der Echtzeitkommunikation und der IT-Schnittstellen zwischen den nationalen Systemen und der zentralen Plattform. Zudem bestehen Einschränkungen durch Netzengpässe und unterschiedliche regulatorische Rahmenbedingungen in den Mitgliedsstaaten, was die vollständige Marktintegration verlangsamt. Auch die Harmonisierung von Vorlaufzeiten, Produktdefinitionen und Preismechanismen ist ein laufender Prozess. Nichtsdestotrotz gelten PICASSO und MARI als Meilensteine auf dem Weg zu einem integrierten europäischen Regelenergiemarkt, der Effizienz, Versorgungssicherheit und die Integration erneuerbarer Energien deutlich verbessern soll.

Was haben Kapazitätsreserve und Netzreserve mit Reserveleistung zu tun?

Kurz gesagt: eigentlich nichts. Zwar dienen auch sie dazu, die Stromversorgung aufrechtzuerhalten, wenn die „normalen“ Kraftwerke das nicht allein schaffen. Sie haben aber nichts mit dem Regelstrommarkt zu tun. In aller Kürze:

• Als Netzreserve wird die Gesamtheit der Kraftwerke bezeichnet, die der Betreiber zur Stilllegung angemeldet hat (meist, weil sie unprofitabel sind), die der ÜNB und die Bundesnetzagentur aber als systemrelevant einstuft und deswegen die Stilllegung untersagt haben.
• Auch die Kapazitätsreserve besteht aus prinzipiell stillgelegten Kraftwerken, die aber mit einer Vorlaufzeit von 12 Stunden reaktiviert werden können, wenn sich abzeichnet, dass der aktive Kraftwerkspark die zu erwartende Nachfrage nicht decken kann. Manche Kraftwerke der Netzreserve gehören auch zur Kapazitätsreserve.
• Eine dritte Gruppe von Kraftwerken bildete die Sicherheitsbereitschaft. Das waren stillgelegte Braunkohleblöcke, die innerhalb von zehn Tagen reaktiviert werden konnten. Die letzten fünf Blöcke wurden Ende März 2024 in der Niederlausitz und im Rheinischen Revier endgültig stillgelegt.