Modul 1 - 50Hertz

Entwicklung der Regelenergiemärkte und 

Zukunft des Netzregelverbunds 

31.08.11, SoS-Konferenz 2011, Dr. Müller

Regelenergie – Grundlagen (I) 

PRL 

SRL 

MRL 

schnelle Stabilisierung der Frequenz nach (größerer) Störung des 

Leistungsgleichgewichtes. 

Solidarische Erbringung im gesamten europäischen Synchronverbund. 

Automatisch/dezentral. 

Auslegung symmetrisch (pos./neg.) für den Gesamtverbund nach größtem zu 

erwartenden Störfall (Sammelschienenausfall mit 3000 MW Einspeiseverlust) 

Jährlich in der ENTSO-E auf Länder nach Nettostromerzeugung aufgeteilt. 

Rückführung von Frequenz und Übergabeleistungen auf Sollwerte durch ÜNB, in 

dessen Regelzone sich Störung des Leistungsgleichgewichtes ereignet hat. 

Automatisch (Regelschleife) / zentral aktiviert. 

Ablösung und Unterstützung der SRL 

Manuell / zentral aktiviert. 

31.08.11, SoS-Konferenz 2011, Dr. Müller 

Gemeinsame Dimensionierung von SRL/MRL nach wahrscheinlichkeitstheoretischem 

Verfahren (Im Auftrag der BNetzA gutachterlich geprüft.) 

2

Regelenergie – Grundlagen (II) 

Regulierungshistorie – Regelenergie ist das am detailliertesten 

regulierte Energieprodukt 

Erste Vorgaben zur Marktgestaltung im Rahmen der 

Fusionsgenehmigungsverfahren VEBA/VIAG und RWE/VEW durch 

EC/BKartA im Jahr 2000 

Im EnWG 2005 detaillierte Regelungen, die in der StromNEV noch weiter 

untersetzt wurden. 

Festlegungen der BNetzA zu MRL (2006), SRL + PRL (2007) 

Festlegung zum Netzregelverbund, Integration Amprion (2010) 

Festlegungen zu PRL/SRL (2011) 

Novellierung von EnWG/StromNZV im Rahmen des Energiepaketes (2011) 


3

Regelenergie – Kooperation der ÜNB bei 

Regelleistung und Regelarbeit 

Unterteilung in: 

- Vorhaltung Kooperation bei Beschaffung 

(Regelleistung) Kostentragung über Netznutzungsentgelte 

- Einsatz/Aktivierung Netzregelverbund / Kooperation bei 

(Regelarbeit) Einsatz 

Kostentragung über regelzonenübergreifenden 

einheitlichen 

Bilanzausgleichsenergiepreis (reBAP) 


4

Vorhaltung (Regelleistung) 

Beschaffung über gemeinsame Ausschreibungen durch die 

4 deutschen ÜNB über gemeinsame Internetplattform 

(www.regelleistung.net) 

PRL: wöchentliche Ausschreibung, 

1 Produkt, reiner Leistungspreis, Mindestangebotsgröße 1 MW 

SRL: wöchentliche Ausschreibung, 

getrennt nach neg./pos. und HT/NT (4 Produkte), 

Leistungspreis (vorrangig vergaberelevant) / Arbeitspreis, 

Mindestangebotsgröße 5 MW 

MRL: arbeitstägliche Ausschreibung, 

getrennt nach neg./pos. für 6x 4-Stundenblöcke (12 Produkte), 

Leistungspreis (vorrangig vergaberelevant) / Arbeitspreis, 

Mindestangebotsgröße 15 MW 


5

Regelleistungsmarkt 

Entwicklung Regelleistungsbedarfe (Deutschland) 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

Anbieter 

(aktuell) 


PRL SRL+ SRL- MRL+ MRL- 

8 

13 

Aug 09 

Aug 10 

Aug 11 

29 

6

Preisentwicklung – Primärregelleistung 

Leistungspreis (in €/MW d) 

700 

650 

600 

550 

500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

Jan 09 

Mrz 09 

Mai 09 

Jul 09 

Sep 09 


Nov 09 

Jan 10 

Mrz 10 

Mai 10 

Jul 10 

Sep 10 

Nov 10 

Jan 11 

Mrz 11 

Mai 11 

Jul 11 

Sep 11 

Nov 11 

7


Preisentwicklung – Sekundärregelleistung positiv 

500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Jan 09 

Feb 09 

Mrz 09 

Apr 09 

Mai 09 

Jun 09 

Jul 09 

Aug 09 

Sep 09 


Okt 09 

Nov 09 

Dez 09 

Jan 10 

Feb 10 

Mrz 10 

Apr 10 

Mai 10 

Jun 10 

Jul 10 

Aug 10 

Sep 10 

Okt 10 

Nov 10 

Dez 10 

Jan 11 

Feb 11 

Mrz 11 

Apr 11 

Mai 11 

Jun 11 

Jul 11 

Aug 11 

Sep 11 

Okt 11 

Nov 11 

Dez 11 

8


Preisentwicklung – Sekundärregelleistung negativ 

500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Jan 09 

Feb 09 

Mrz 09 

Apr 09 

Mai 09 

Jun 09 

Jul 09 

Aug 09 

Sep 09 

Okt 09 


Nov 09 

Dez 09 

Jan 10 

Feb 10 

Mrz 10 

Apr 10 

Mai 10 

Jun 10 

Jul 10 

Aug 10 

Sep 10 

Okt 10 

Nov 10 

Dez 10 

Jan 11 

Feb 11 

Mrz 11 

Apr 11 

Mai 11 

Jun 11 

Jul 11 

Aug 11 

Sep 11 

Okt 11 

Nov 11 

Dez 11 

9

Leistungspreis (in €/MW d) Preisentwicklung – 

Minutenreserveleistung positiv 

200 

180 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

Jan- 

09 

Feb- Mar- Apr- May- Jun- 

09 09 09 09 09 

Jul- 

09 

Aug- 

09 


Sep- 

09 

Oct- 

09 

Nov- 

09 

Dec- 

09 

Jan- 

10 


10 10 10 10 10 

Jul- 

10 

Aug- 

10 

Sep- 

10 

Oct- 

10 

Nov- 

10 

Dec- 

10 

Jan- 

11 


11 11 11 11 11 

Jul- 

11 

Aug- 

11 

Sep- 

11 

Oct- 

11 

Nov- 

11 

Dec- 

11 

10

Leistungspreis (in €/MW d) Preisentwicklung – 

Minutenreserveleistung negativ 

1.000 

900 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Jan- 

09 


09 09 09 09 09 

Jul- 

09 

Aug- 

09 


Sep- 

09 

Oct- 

09 

Nov- 

09 

Dec- 

09 

Jan- 

10 


10 10 10 10 10 

Jul- 

10 

Aug- 

10 

Sep- 

10 

Oct- 

10 

Nov- 

10 

Dec- 

10 

Jan- 

11 


11 11 11 11 11 

Jul- 

11 

Aug- 

11 

Sep- 

11 

Oct- 

11 

Nov- 

11 

Dec- 

11 

11

Einsatz (Regelarbeit) – Gemeinsamer Einsatz im 

Rahmen des Netzregelverbunds 

Modul 1: Vermeidung des “Gegeneinanderregelns 

Reduzierung von Sekundärregelarbeit 

Modul 2: Gemeinsame Dimensionierung und gegenseitige 

Leistungsaushilfe der teilnehmenden ÜNB 

Reduzierung von SRL und MRL 

Einheitlicher Ausgleichsenergiepreis (reBAP) 

Modul 3: Gemeinsame Aktivierungsprozesse: Regelsignal 

wird dem jeweiligen Anbieter über den 

Anschluss-ÜNB geliefert 

ein Marktgebiet 

Modul 4: Gemeinsame Merit Order Liste SRL 

weitere Kostenoptimierung 

Modul 5: Koordinierter Einsatz von MRL aus gemeinsamer 

Merit Order Liste MRL 

weitere Kostenoptimierung 


12

Regelenergieeinsatz – Funktionsweise Modul 1: 

Aktivierte SRL ohne NRV Aktivierte SRL ohne NRV 

Aktivierte SRL mit NRV Aktivierte SRL mit NRV 


~ +5 / +2 ~ -3 / 0 

+3 

RZ1: -5 RZ2: +3 

KIWA1 

Bei Modul 1 erfolgt ein Netting: Ist RZ1 unterdeckt (-5) und RZ2 zeitgleich überdeckt (+3), kann der 

Überschuss von RZ2 zum (anteiligen) Ausgleich von RZ1 über eine Istwertaufschaltung genutzt werden. 

Dazu erhalten beide Leistungs-Frequenz-Regler ein Korrektursignal (KIWA1), wodurch die Aktivierung 

von SRL reduziert wird. 

13

Regelenergieeinsatz – Funktionsweise Modul 2: 

Regelzone A 

Aktivierung Sekundärregelleistung: 

Ursprüngl. Signal: 

nach Saldierung: 

Kernfunktionalität von Modul 2 ist die gegenseitige Aushilfe mit SRL 

zwischen den beteiligten Regelzonen für den Fall, dass der Bedarf in der 

jeweiligen Regelzone die dort verfügbare SRL überschreitet. 


Regelzone B 


Regelzone C 

Erzeugung Verbrauch Erzeugung Verbrauch Erzeugung Verbrauch 

Verfügb. SRL 

Ausfall 


Verfügb. SRL Verfügb. SRL 

14

Regelenergieeinsatz – 

Gemeinsame Funktion Module 1 und 2: 

Aktivierte SRL ohne NRV 

Aktivierte SRL mit NRV 


~ (+8) / Limit: +4 ~ -3 / +1 

+1 

KIWA2 

+3 

RZ1: -8 RZ2: +3 

KIWA1 

Aktivierte SRL ohne NRV 

Aktivierte SRL mit NRV 

Sind beide Module aktiv, erfolgt logisch zuerst das Netting zwischen RZ1 und RZ2 über KIWA1 (RZ1 

erhält Energie von RZ2). RZ1 hat die verbleibende Abweichung auszugleichen. Ist nicht genügend 

Regelleistung verfügbar (Limit erreicht), wird in RZ2 noch verfügbare Regelleistung zur Unterstützung 

aktiviert und über KIWA2 (Istwertaufschaltung) an RZ1 geliefert. 

15

Regelenergieeinsatz – Module 3, 4, 5 

SRL-MOL 

(Modul 4) 

Bid1 

Bid2 

Bid3 

Bid4 

Bid5 

Bid6 

Bid7 

Bid8 


Bid1 

Bid4 

Bid3 

Bid7 

SRL- 

Optimierer 

Modul 3: Verknüpfung nur 

noch mit Anschluss-ÜNB 

Bid6 

X 

Bid2 

Bid5 

LFR1 LFR2 

Bid5 

LFR3 

ÜNB1 

ÜNB3 

Bid6 

Bid8 

Bid1 

Bid3 

Bid2 

Bid4 

LFR4 

ÜNB2 

ÜNB4 

Einsatzempfehlung 

MRL-MOL 

(Modul 5) 

Bid1 

Bid2 

Bid3 

Bid4 

Bid5 

Bid6 

MRL- 

Koordinator 

16

Internationale Erweiterung des Netzregelverbunds 

Deutsche NRV- 

Partei 

ENTSO-E-Notification 

eingereicht, 

offiziell Interesse 

bekundet 


Energinet.dk 

TenneT 

ELIA 

swissgrid 

CEPS 

17

Internationale Erweiterung 

Derzeit nur Anwendung von Modul 1 vorgesehen (Vermeidung des 

Gegeneinanderregelns) 

Im Fall von engpassbewirtschafteten Grenzen kann die Saldierung höchstens im 

Rahmen der vom Markt nicht nachgefragten Restkapazität erfolgen. Die ÜNB werden 

für die Optimierung keine Kapazitäten reservieren. 

Optimierung mit Ausland erfolgt erst, wenn innerdeutschen Optimierungspotential 

ausgeschöpft ist (nachrangige Optimierung) 

Grundsätzlich können die durch den NRV ausgetauschten Leistungen jederzeit im Fall 

von physikalischen Netzengpässen in Echtzeit eingeschränkt werden. 

Wirkung: Vermeidung von Regelarbeit. 


18

Abrechnung der ausgetauschten Energie 

Nutzen ggf. unterschiedlich verteilt, daher Abrechnung der Austauschmengen erforderlich. 

Abrechnung auf Basis der Opportunitätskosten (Einsparungen aufgrund der vermiedenen 

Aktivierung von Regelleistung) 


(I)GCC = (International) Grid 

Control Cooperation (engl. für 

Netzregelverbund) 

19

Erweiterung – nächste Schritte 

ENTSO-E: 

Notifications bzgl. des Beitritts der interessierten Partner eingereicht 

Diverse Einsprüche gegen Beitritte (teilw. mittlerweile zurückgezogen) 

Es soll ein (mindestens) einjähriger Testbetrieb durchgeführt werden 

(Testbook) 

BNetzA: 

Testphase mit Energinet.dk (mind. 3 Monate) ab Oktober 2011 

Umfangreiche Marktinformation und Konsultation bis 31.08. 

Verrechungsmodell: "direkte" Berücksichtigung bei reBAP-Bestimmung 

(ausländische ÜNB werden bzgl. Energiemengen je ¼–Stunde wie 

Regelenergieanbieter betrachtet) 

Bei erfolgreichem Verlauf sukzessive ggf. Erweiterung um weitere Partner 

(CEPS, TenneT-NL, swissgrid...) 


20

Fazit 

Regelenergie für die Systemsicherheit unerlässlich 

Rahmenbedingungen stark reguliert, ÜNB sind Preisnehmer 

Markttiefe ist weiter auszubauen Gewinnung neuer Anbieter 

(Pools, Erneuerbare etc.) erforderlich 

Netzregelverbund ist innovatives Konzept 

Hat bereits zu deutlichen Kostenreduzierungen bei 

Regelleistungsvorhaltung und –einsatz geführt 

Internationale Erweiterung kann weiteren Beitrag hierzu leisten 

Technische und wirtschaftliche Auswirkungen (z.B. reBAPs und 

Bilanzkreisverhalten) sind zu beobachten 


21

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. 

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. 

Für Rückfragen steht gerne zur Verfügung: 

Dr. Lorenz Müller 

50Hertz Transmission GmbH 

Leiter Energy Management 

Telefon: 0 30 / 51 50 20 93 


22

Modul 1 - 50Hertz

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