Netzregelung

Stabilität der Netzfrequenz

Für eine stabile Netzfrequenz in einem zusammengeschalteten Netz (Verbundnetz) muss zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herrschen. Die Netzfrequenz eines solchen Verbundnetzes ist an jeder Stelle grundsätzlich gleich groß (abgesehen von hochdynamischen Kurzzeiteffekten). Man spricht deshalb auch von einem synchronen Netz oder einem Synchronbereich.  

Störungen des Gleichgewichts, welche beispielsweise durch Kraftwerksausfälle oder unerwartete Verbrauchsänderungen verursacht werden können, bewirken – unabhängig davon, an welcher geografischen Stelle des Synchronbereichs diese auftreten – entsprechende Schwankungen der gemeinsamen Frequenz. Damit die Frequenz in einem engen Rahmen stabil gehalten werden kann, müssen solche Schwankungen kontinuierlich durch Aktivierung sogenannter Regelreserven in Erzeugungs- oder Verbrauchseinheiten kompensiert werden.  

Der Sollwert der Netzfrequenz im Synchronbereich Kontinentaleuropa beträgt 50 Hz. Im normalen Netzbetrieb sollte die Netzfrequenz maximal 0,2 Hz von diesem Sollwert abweichen.   

Verantwortung der APG 

Der Synchronbereich Kontinentaleuropa ist in viele so genannte Regelzonen unterteilt.  Die Verantwortung für die korrekte Organisation der Regelreserven in diesen Regelzonen haben die nationalen Regelzonenführer. APG ist als Regelzonenführer für die Beschaffung und Aktivierung der benötigten Regelreserven in der Regelzone APG verantwortlich. 

Regelreservemarkt 

Mittels regelmäßiger Ausschreibungen durch die Austrian Power Grid AG erfolgt in der Regelzone APG seit 2012 die Beschaffung der notwendigen Regelreserven einheitlich über die Ausschreibungsplattform RRAP der APG. An diesen Ausschreibungen kann jeder Marktteilnehmer, der die technischen Präqualifikationsbedingungen erfüllt und einen entsprechenden Rahmenvertrag unterzeichnet hat, teilnehmen. Aus technischen und wirtschaftlichen Gründen werden drei Regelreservearten unterschieden.  

Primärregelreserve – PRR (engl. Frequency Containment Reserve – FCR) 
Die Primärregelreserve ist eine über den Synchronbereich geografisch verteilte solidarische Sicherheitsreserve zur ersten Stabilisierung der Frequenz. Sie wird dazu benötigt, um ein plötzlich auftretendes Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch innerhalb weniger Sekunden automatisch durch entsprechende Aktivierung (Regelung) zu kompensieren. Damit wird eine fortgesetzte Vergrößerung der Frequenzabweichung – und in weiterer Folge ein Blackout – vermieden.  

Im Synchronbereich Kontinentaleuropas wird eine Primärregelreserve von +/-3000 MW ständig bereitgehalten. Jede Regelzone trägt entsprechend eines vereinbarten jährlichen Verteilungsschlüssels ihren Anteil dazu bei. Die von der Regelzone APG vorzuhaltende Primärregelreserve ändert sich jedes Jahr geringfügig und beträgt etwa +/-73 MW.  

Die Vorhaltung der Primärregelreserve erfolgt in dazu geeigneten technischen Einheiten, wie z.B. Kraftwerken, oder Industrie- und Gewerbeanlagen. Die Aktivierung erfolgt automatisch bei Abweichungen der Frequenz von 50 Hz. Die maximale Aktivierung (entspricht dem Auslegungsstörfall) erfolgt bei einer Frequenzabweichung von 200 mHz und darüber. Die angebotene Primärregelreserve wird bei dieser Abweichung vollständig ausgeschöpft. Die maximale Aktivierung muss bis spätestens 30 Sekunden nach Auftreten der entsprechenden Frequenzabweichung erreicht werden und muss mindestens 30 Minuten zur Verfügung stehen. 

Die Kosten für die Vorhaltung der Primärregelreserve werden allen österreichischen Stromerzeugern mit einer installierten Engpassleistung von über 5 MW gemäß der jeweils geltenden Fassung des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes 2010 (ElWOG 2010) abhängig von ihrer Jahreserzeugung verrechnet. 

Sekundärregelreserve – SRR (engl. Automatic Frequency Restoration Reserve – aFRR) 
Die solidarisch verteilte Primärregelreserve bewirkt zwar im ersten Schritt eine Frequenzstabilisierung, schlussendlich soll aber diejenige Regelzone, in der das Ungleichgewicht aufgetreten ist, für einen entsprechenden Ausgleich sorgen. Die Sekundärregelreserve ist eine individuelle, automatisch wirkende Reserve, die jede Regelzone für sich selbst bereithalten muss. Tritt in einer Regelzone ein Ungleichgewicht auf, wird die Sekundärregelreserve in dieser Regelzone (und nur dort) aktiviert. Damit wird die gemeinsame Primärregelreserve Kontinentaleuropas wieder entlastet und kann ihre Funktion als Sicherheitsnetz wieder erfüllen. Während die Primärregelreserve innerhalb weniger Sekunden aktiviert werden muss, erfolgt die Aktivierung der Sekundärregelreserve innerhalb von maximal 5 Minuten (Anforderung in Österreich). 

Das erforderliche Ausmaß der Sekundärregelreserve ist in den Regelzonen individuell verschieden und abhängig von den jeweiligen Rahmenbedingungen, wie dem maximalen Verbrauch bzw. dem größten zu erwartenden Ungleichgewicht in der Regelzone. Dies kann zum Beispiel der Ausfall des größten Kraftwerksblocks oder eines Netzwerelements (Leitung) der Regelzone sein. Ist die automatische Sekundärregelreserve zu gering, um ein aufgetretenes Ungleichgewicht zu kompensieren, wird zusätzlich eine manuell aktivierte Reserve, die Tertiärregelreserve benötigt.  

Tertiärregelreserve – TRR (engl. Manual Frequency Restoration Reserve – mFRR) 
Die Tertiärregelreserve ist ebenfalls eine individuelle Reserve, wird manuell aktiviert und unterstützt bzw. entlastet bei Bedarf die Sekundärregelreserve. Grundsätzlich dient sie dazu, eine länger andauernde Aktivierung der Sekundärregelreserve (mehrere Viertelstunden hintereinander) zu vermeiden, da diese dann nicht mehr für eventuelle weitere Abweichungen vom Gleichgewicht zur Verfügung stehen würde. Sekundärregelung und Tertiärregelung müssen gemeinsam in der Lage sein, erwartbare Fehlbilanzen innerhalb von 15 Minuten zu kompensieren. 

Liste der in der Regelzone APG präqualifizierten Regelreserveanbieter 

Unten finden Sie eine Liste mit den derzeit präqualifizierten Anbietern pro Regelreserveart: 

Anbieter	PRL	SRL	TRL
A1 Telekom Austria AG		X	X
Energie AG Oberösterreich Kraftwerke GmbH	X	X
EVN AG	X	X	X
GEN-I Vienna GmbH		X	X
KELAG-Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft	X	X	X
Lechwerke AG		X	X
Linz Strom GmbH			X
Next Kraftwerke GmbH		X	X
Norske Skog Bruck GmbH*
ÖBB-Infrastruktur AG		X	X
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG	X	X	X
Salzburg AG für Energie, Verkehr und Telekommunikation	X	X	X
VERBUND Energy4Business GmbH	X	X	X
VERBUND Energy4Flex GmbH	X	X	X
illwerke vkw AG		X	X
Wien Energie GmbH		X	X
NGEN GmbH		X	X
PIADENO Green Energy Management GmbH	X	X

*) wünscht in Bezug auf die angebotene Regelreserveart keine Veröffentlichung

Wesentliche rechtliche Grundlagen der Netzregelung 

• VERORDNUNG (EU) 2017/1485 der Kommission vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb (SOGL) 

• VERORDNUNG (EU) 2017/2195 DER KOMMISSION vom 23. November 2017 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem 

• Das ENTSO-E Synchronous Area Framework Agreement, Policy on LFCR 

• Die jeweils gültigen Fassungen und Novellen des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes (ElWOG) sowie der Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO) 

• Die Technischen und organisatorischen Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR) 

Weitere Informationen zur Rechtsgrundlage bzw. zum Bilanzgruppenkoordinator der Regelzone APG finden Sie unter Rechtliches bzw. auf der Homepage der APCS.