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Relevanz dieses Anwendungsfeldes
Eine sichere Stromversorgung ist das Rückgrat aller Industrienationen. Neben Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit zählt die Versorgungssicherheit zu den drei Kernzielen der europäischen Energiepolitik.1 Der Ausbau erneuerbarer Energien steigert die Volatilität in der Stromerzeugung, da die Sonne nicht immer scheint und der Wind nicht immer weht. Immer häufiger kommt es daher zu Angebots- oder Nachfrageüberhängen. Die Aufgabe der Regelenergie besteht darin, Nachfrageüberhänge durch Verringerung des Stromverbrauchs zu reduzieren oder durch Zuschaltung weiterer Erzeugungsanlagen zu befriedigen (positive Regelenergie) und Angebotsüberhänge durch Verringerung der Stromproduktion zu reduzieren oder durch Zuschaltung von technischen Verbrauchern aus dem Netz abzuführen (negative Regelenergie). Die Zwangsabschaltung von Erzeugungsanlagen im Zuge des Einspeisemanagements zählt dabei nicht zu den Instrumenten der negativen Regelenergie.2
In die Bereitstellung von Regelenergie sind Stromproduzenten, Stromverbraucher und Stromspeicher eingebunden. Die Regulierung unterscheidet nach dem Zeitpunkt der ersten Bereitstellung: Die Primärreserve (auch Primärregelleistung (PRL) genannt,) muss innerhalb von 30 Sekunden nach dem Eintritt des Regelereignisses zur Verfügung stehen, die Sekundärreserve (SRL) innerhalb von 5 Minuten und die Minutenreserve (MRL) nach 15 Minuten. Die Vergütung erfolgt anhand von Leistungspreisen, die die bloße Bereitstellung der Reserveleistung entlohnen, sowie von Arbeitspreisen, die die tatsächliche Lieferung von Regelenergie vergüten. Im Sonderfall der PRL entfällt der Arbeitspreis, da im Leistungsfall die aus- bzw. eingespeicherte Strommenge kurzfristig wieder ausgeglichen wird und keine Preisdifferenzierung zwischen Ein- und Ausspeicherung erfolgt. Ausschreibung und Abwicklung der Regelleistung erfolgen durch die Übertragungsnetzbetreiber sowohl auf nationaler als auch auf internationaler Verbundebene und betreffen nur den Zeitraum der ersten 60 Minuten nach dem Eintritt des Regelereignisses. Alle darüber hinausgehenden Ausgleichsmaßnahmen („Stundenreserven") liegen nicht mehr in der Verantwortung der Übertragungsnetzbetreiber, sondern auf den nachgeordneten Netzebenen und müssen durch Kraftwerksregelung, Intraday-Handel oder außerbörslichen Handel von den betroffenen Bilanzkreisverantwortlichen selbst gedeckt werden.2
Alleine in Deutschland wurden 2019 zur Frequenzstabilisierung insgesamt 6,8 GW Regelleistung ausgeschrieben, davon entfielen rund 0,6 GW auf PRL, 1,8 GW auf negative SRL, 1,9 GW auf positive SRL sowie 1,0 GW auf negative MRL und 1,4 GW auf positive MRL.2
1 Europäische Kommission (2010): Energie 2020. Eine Strategie für wettbewerbsfähige, nachhaltige und sichere Energie. Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen. SEK(2010) 1346. Brüssel, 10.11.2010.
Link ↗ (Zugriff am 26.02.2021).
2 Next Kraftwerke (2021): Was ist Regelenergie?
Link ↗ (Zugriff am 26.02.2021).