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Um kurzfristige Ungleichgewichte zwischen Stromeinspeisung und Stromentnahme auszugleichen und so die Netzfrequenz stabil bei 50 Hz zu halten, wird in Deutschland die Regelreserve eingesetzt. Diese wird durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) in Form von drei Produkten beschafft, Primär- Sekundär- und Minutenreserve. Der Artikel gibt eine Übersicht über die Vermarktung der Regelreserve in Deutschland, sowie über die Entwicklung der Systemkosten und der Leistungsbedarfe.

Es werden die folgenden drei Arten von Regelreserve unterschieden, die jeweils verschiedene Anforderungen an Reaktionszeit und Einsatzdauer stellen:

Primärreserve (Frequency Containment Reserve, FCR)
Sekundärreserve (automatic Frequence Restoration Reserve, aFRR): bestehend aus den Handelsprodukten Regelleistung (Vorhaltung) und Regelarbeit (Erbringung)
Minutenreserve (manual Frequency Restoration Reserve, mFRR): bestehend aus Regelleistung (Vorhaltung) und Regelarbeit (Erbringung)

Die beiden Regelarbeitsmärkte für aFRR und mFRR wurden 2020 eingeführt. Eine detaillierte Beschreibung zu dem Mechanismus (inkl. Infografik) findet sich hier mit einem Update zu den europäischen Harmonisierungsbestrebungen in Form von PICASSO und MARI hier. Der Fokus in diesem Artikel liegt auf den drei Regelleistungsmärkten.

Die von den deutschen ÜNBs bereitzustellende Primärreserve wird jährlich in Abstimmung mit den anderen ÜNBs des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes festgelegt. Der Gesamtbedarf im europäischen Verbundnetz basiert auf einer Referenzstörung von $\pm 3.000 M W$ , die proportional zur jeweiligen jährlichen Einspeisung und Last auf die europäischen ÜNBs verteilt werden. Die Bedarfsermittlung (Leistungsvorhaltung) für Sekundärreserve und Minutenreserve im deutschen Netzgebiet erfolgt gemeinschaftlich durch die vier deutschen ÜNBs anhand eines wahrscheinlichkeitsbasierten Verfahrens. Dieses berücksichtigt die Eintrittswahrscheinlichkeit von Systemungleichgewichten und Kraftwerksausfällen in definierten Zeiträumen. Die Ausfallwahrscheinlichkeiten werden hierzu statistisch modelliert, wobei alle Kraftwerke mit einer Leistung ab 100 MW einbezogen werden. [1]

Die Bereitstellung der Regelreserve wird über wettbewerbliche Ausschreibungen organisiert, bei der sowohl konventionelle Kraftwerke als auch zunehmend flexible, dezentrale Anlagen teilnehmen.

Im Folgenden wird zuerst die Entwicklung des Leistungsbedarfs und der Systemkosten je Regelleistungsmarkt sowie die Abhängigkeit des FCR-Preises vom Day-Ahead-Preis (DA-Preis) näher betrachtet. Anschließend folgt eine untertägige Analyse der Regeleistungspreise.

Entwicklung der Systemkosten und der ausgeschriebenen Leistung je Regelleistungsmarkt

Der Leistungsbedarf der Minutenreserve ist seit 2014 stark rückläufig, während er für die Primär- und Sekundärreserve nahezu konstant bleibt.
Die Systemkosten durch die Regelleistungsmärkte unterliegen unterschiedlich starken Schwankungen.

Der Blick auf die ausgeschriebenen Regelleistungsmengen der letzten 14 Jahre in Deutschland zeigt, dass die Menge an Primär- und Sekundärreserve nahezu konstant blieb bzw. sich nur leicht reduzierte (vgl. Abbildung 1). Der konstante Verlauf des Bedarfs an FCR-Leistung ist auf die gleichbleibende Bedarfsermittlung im kontinentaleuropäischen Verbundnetz zurückzuführen, die gemäß der Referenzstörung systematisch auf ±3.000 MW festgelegt ist. Bei der Leistungsvorhaltung für aFRR spielen verschiedene Faktoren eine Rolle, die gegenläufige Effekte auf des Leistungsbedarfes haben, wodurch insgesamt ein konstanter Verlauf entsteht. Einen erhöhenden Einfluss hat unter anderem der Zubau Erneuerbarer Energien (EE). Auf der anderen Seite senken beispielsweise immer bessere EE-Prognosen den Bedarf.

Hingegen ist bei der ausgeschriebenen Menge der Minutenreserve insbesondere seit 2014 ein starker Rückgang zu beobachten. Zuletzt lag die ausgeschriebene mFRR-Leistung bei ca. 600 MW für das vergangene Jahr 2024. Dieser Rückgang ist in erster Linie auf marktseitige Anpassungen zurückzuführen: Seit Dezember 2014 ist der Handel mit Viertelstundenprodukten an der Börse im Intraday-Markt möglich, außerdem sind die Vorlaufzeiten immer weiter reduziert worden. Dies erlaubt es Bilanzkreisverantwortlichen, kurzfristige Ungleichgewichte effizienter über die Börse auszugleichen, wodurch sich der Bedarf an Minutenreserve, die mit einer Vorlaufzeit von 15 Minuten aktiviert wird, signifikant reduziert.

Während die ausgeschriebene Menge an FCR- und aFRR-Leistung über die Jahre nahezu konstant blieb, unterliegen die Systemkosten starken Schwankungen, wobei die Kosten der Primärreserve im Vergleich zu der Sekundärreserve weniger variieren und insgesamt in einer deutlich geringeren Größenordnung liegen. Die höchsten jährlichen FCR-Kosten wurden im Jahr 2022 mit ca. 112 Mio. Euro erreicht und haben sich im Jahr darauf fast halbiert.

Im Vergleich dazu weisen die Kosten der Sekundärreserve in den letzten 14 Jahren starke Schwankungen auf. In den Jahren 2016 – 2020 ist ein anhaltendes Tief zu beobachten, in dem die Kosten unter 120 Mio. Euro pro Jahr liegen. In den Folgejahren stiegen die Kosten allerdings steil an und erhöhten sich bis 2023 schließlich auf über 530 Mio. Euro. Der deutliche Anstieg der Systemkosten für aFRR ist primär auf die Energiekrise sowie die damit verbundenen Preissteigerungen für konventionelle Energieträger, insbesondere Erdgas, zurückzuführen. Zudem trägt der seit 2020 stark gestiegene CO₂-Preis zur Erhöhung der jährlichen Kosten bei. Dieser Anstieg betrifft insbesondere die Sekundärreserve, in der deutlich mehr Erbringung stattfindet als bei FCR und mFRR und in der vor allem thermische Kraftwerke Regelreserve erbringen. Nach dem Maximum im Jahr 2023, ist für das Jahr 2024 erstmalig wieder ein Rückgang auf ca. 400 Mio. Euro zu verzeichnen.

Die jährlichen Systemkosten der Minutenreserve weisen vergleichbare Schwankungen wie jene der Primärreserve auf. Allerdings wurde in den vergangenen 14 Jahren die Schwelle von 160 Millionen Euro pro Jahr nicht überschritten. Ferner ist seit dem Jahr 2021 ein kontinuierlicher Rückgang zu verzeichnen, der im Jahr 2024 in Systemkosten von 44 Millionen Euro mündet, was vor allem durch den starken Bedarfsrückgang begründet ist.

Abbildung 1: Entwicklung der Systemkosten (Balken) und ausgeschriebenen Leistungen (Linien) der Regelleistungsmärkte von 2010 bis 2024

Wie FCR- und Day-Ahead Preis zusammenhängen

Im folgenden Abschnitt wird die Charakteristik der FCR-Preise analysiert und wie diese an den Day-Ahead (DA) Markt gekoppelt sind.

Vergleicht man die stündlichen DA-Preise auf ihre jeweiligen Tagesmittelwerte bezogen mit dem entsprechenden FCR-Preis der Stunde (vgl. Abbildung 2), so zeigt sich über alle betrachteten Jahre (2021 – 2024) hinweg ein vergleichbarer Verlauf, der der sogenannten „Badewannen-Charakteristik“ ähnelt, welche bereits in diesem Artikel thematisiert wurde. Die hohen FCR-Preise in Zeiten niedriger DA-Preise lassen sich damit erklären, dass in diesen Perioden weniger konventionelle Kraftwerke am Netz sind, die zur Bereitstellung von Primärregelleistung beitragen. Um FCR zu erbringen, müssen konventionelle Kraftwerke in Teillast fahren, dies ermöglicht sowohl eine Erhöhung als auch eine Reduktion der Leistung. Der Verkauf der Energie aus dem Teillastbetrieb erfolgt an den Spotmärkten. Da die DA-Preise unterhalb der Grenzkosten dieser Kraftwerke liegen, ist ein wirtschaftlicher Betrieb nicht gegeben, sodass viele Anlagen komplett abgeschaltet werden und damit keine FCR erbringen können. Infolge des reduzierten Angebots an FCR-fähigen Kraftwerken steigt die Knappheit auf dem Regelleistungsmarkt, was sich in entsprechend höheren FCR-Preisen widerspiegelt.

Bei steigenden DA-Preisen sinken die FCR-Preise zunächst, bis sie ein Minimum im Bereich von 0,9 – 1,5 des Tagesmittelwertes erreichen. Mit weiter steigenden DA-Preisen ist auch ein leichter, kontinuierlicher Anstieg der FCR-Preise zu beobachten. Diese parallele Preisentwicklung in beiden Märkten unterstreicht deren Korrelation: Höhere DA-Preise erhöhen die Opportunitätskosten für Anbieter von Primärregelleistung, da die Einspeisung am Spotmarkt attraktiver wird. Um dennoch Anreize für die Bereitstellung von FCR zu schaffen, müssen entsprechend höhere FCR-Preise erzielt werden, damit eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt wirtschaftlich rentabel bleibt.

Abbildung 2: Abhängigkeit des Preises der Primärreserve von den relativen Day-Ahead-Preisintervallen bezogen auf den Tagesmittelwert für die Jahre 2021 bis 2024

Regelleistungspreise im Überblick – Analyse des untertägigen Preisverhaltens der verschiedenen Regelleistungsmärkte

Im letzten Abschnitt wird das untertägige Preisverhalten aller Regelleistungsmärkte näher beleuchtet. Abbildung 3 zeigt die durchschnittlichen Preise für Regelleistungsprodukte der Primärreserve, Sekundärreserve und Minutenreserve im Tagesverlauf unterteilt nach Produktart (positiv/negativ) für das Jahr 2024. Für aFRR und mFRR sind die Grenzpreise dargestellt. An den Regelleistungsmärkten aFRR und mFRR gilt – anders als bei dem FCR-Markt – pay-as-bid als Preisbildungsmechanismus. Daher gibt es keinen einheitlichen Auktionspreis.

Abbildung 3: untertägiges Profil für Primärreserve, Sekundärreserve und Minutenreserve jeweils über das gesamte Jahr 2024 gemittelt

Für die negativen Produkte, sowie FCR treten zur Mittagszeit hohe Preise, und geringe Preise in den Nachstunden auf. Die hohen Preise zur Mittagszeit ergeben sich aus der geringen verfügbaren Kapazität von thermischen Kraftwerken zu dieser Zeit. Für die positiven Produkte wiederum treten die höchsten Preise in den Morgen- und Abendstunden auf, mit einem Preisverfall in der Mittagszeit analog zum Day-Ahead-Verlauf. Insgesamt verhalten sich die Preisverläufe der positiven und negativen Regelleistung in den Mittagsstunden häufig asymmetrisch zueinander.

Der Vergleich der drei Regelreserveprodukte – FCR, aFRR und mFRR – zeigt, dass aFRR und mFRR sowohl im positiven als auch im negativen Bereich hinsichtlich ihres Verlaufs große Ähnlichkeit miteinander aufweisen, jedoch auf unterschiedlichem Niveau liegen. Die FCR wiederum spiegelt in ihrem Verlauf weitgehend das Muster der negativen Regelenergieprodukte wider.

Bei einer saisonalen Differenzierung der untertägigen Preisentwicklung zeigt sich deutlich der Einfluss der Photovoltaikeinspeisung auf das Preisniveau. In den sonnenreichen Monaten von Mai bis August führen die höhere solare Einstrahlung und die höheren Volllaststunden zur höchsten PV-Stromerzeugung im Jahresverlauf. Diese erhöhten Einspeisemengen und damit reduzierte Verfügbarkeit von thermischen Kraftwerken wirken sich insbesondere in den Mittagsstunden auf den Markt für negative Sekundärreserve aus. In diesem Zeitraum werden Preise von bis zu 58 €/MWh erreicht (vgl. Abbildung 4). Im Vergleich dazu liegt der Preis in der gleichen Tageszeit im Frühling und Herbst nur bei etwa 35 €/MWh und im Winter bei rund 8 €/MWh.

Abbildung 4: Vergleich der aFRR-Preise je Produktzeitscheibe für die Jahreszeiten Sommer, Übergangszeit und Winter des Jahres 2024

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Weiterführende externe Links:

Literatur:

[1] „www.regelleistung.net,“ 27 05 2025. [Online]. Available: https://www.regelleistung.net/de-de/Marktinformationen/Dimensionierung-Regelreservebedarf.