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Netzregelung

Für eine stabile Netzfrequenz ist ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch unbedingt und jederzeit erforderlich. Abweichungen von diesem Gleichgewicht, die z. B. durch Kraftwerksausfälle oder unerwartete Verbrauchsänderungen verursacht werden können, müssen permanent durch Aktivierung von Kraftwerksleistung kompensiert werden. Die Aktivierung muss in beide Richtungen (höhere/verminderte Erzeugung) möglich sein. APG ist als Regelzonenführer für die Beschaffung und Aktivierung der benötigten Kraftwerksleistung in der Regelzone APG verantwortlich. (Eine Regelzone ist ein Netzbereich, innerhalb dessen das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch koordiniert wird.)

Regelenergiemarkt

Seit 2012 erfolgt in der Regelzone APG die Beschaffung der benötigten Regelreserve einheitlich durch APG mittels regelmäßiger Ausschreibungen. An diesen Ausschreibungen kann jeder Marktteilnehmer, der bestimmte technische Bedingungen erfüllt und einen entsprechenden Rahmenvertrag unterzeichnet hat, teilnehmen.

Aus technischen und wirtschaftlichen Gründen werden drei Regelenergiearten unterschieden. Näheres über die betreffenden Ausschreibungen ist auf den einzelnen Seiten angegeben (direkte Links in der rechten Spalte). Bei Rückfragen kontaktieren Sie bitte die genannten Ansprechpartner (ebenfalls in der rechten Spalte).

Primärregelung

Die Primärregelung wird dazu benötigt, um ein auftretendes Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch innerhalb weniger Sekunden automatisch durch entsprechende Aktivierung (Regelung) zu kompensieren und stabilisiert damit die Frequenz. Im Netz von Kontinentaleuropa wird eine Primärregelreserve von +/-3000 MW ständig bereitgehalten. Jede Regelzone trägt entsprechend ihrer Jahreserzeugung (aus dem Vorjahr) einen Anteil dazu bei. Die von der Regelzone APG vorzuhaltende Primärregelreserve beträgt größenordnungsmäßig etwa +/-70 MW. 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 -organisationsgesetz 2010 (ElWOG 2010) abhängig von ihrer Jahreserzeugung verrechnet.

Die erbrachte Primärregelenergie wird zwischen den Regelzonen als ungewollter Austausch registriert und kompensiert.

Sekundärregelung

Die Sekundärregelung wird automatisch aktiviert, damit die Primärregelung entlastet und frei wird, um ihre Funktion zum Netzausgleich wieder erfüllen zu können. Die Sekundärregelung wird dann aktiviert, wenn die Beeinflussung des Netzes länger als 30 Sekunden dauert oder angenommen wird, dass sie länger als 30 Sekunden dauern wird. Davor wird ein Überschuss bzw. Defizit im Netz nur durch die Primärregelung ausgeglichen.

Das erforderliche Ausmaß der Sekundärregelung ist abhängig von der Größe der Regelzone und der Verfügbarkeit von Kraftwerken in der Regelzone. Die Sekundärregelung muss in der Lage sein, den Ausfall des größten Kraftwerksblocks in der Regelzone auszugleichen. In der Regelzone APG wird der größte Kraftwerksblock durch die Sekundärregelung in Kombination mit der Tertiärregelung abgedeckt.

Die Kosten der Sekundärregelung (Leistungsvorhaltung und Energie) werden gemäß § 69 ElWOG 2010 folgendermaßen aufgeteilt:

  • 78 % der Kosten werden den Stromerzeugern mit einer installierten Engpassleistung über 5 MW gemäß der Systemnutzungsentgelte-Verordnung über die Tarifkomponente  der Systemdienstleistung (SNE-VO) verrechnet.
  • Die restlichen 22 % werden als Anteil der Ausgleichsenergiekosten an die österreichischen Bilanzgruppen weiterverrechnet.

Tertiärregelung (Minutenreserve)

Sollte die Abweichung der Regelzone länger als 15 Minuten andauern, so kann zur Entlastung der Sekundärregelung Tertiärregelreserve („oder Minutenreserve“) aktiviert werden (damit wird die SRL wieder frei, um im Bedarfsfall die Primärregelung zu unterstützen). Die Tertiärregelung kann automatisch oder manuell aktiviert werden. In der Regelzone der APG erfolgt die Aktivierung manuell.

Die Vorhaltung von positiver Tertiärregelreserve dient in der Regelzone APG auch zur Unterstützung der Sekundärregelung, damit der größte Kraftwerksblock bei einem Ausfall kompensiert werden kann, ohne dass die Netzstabilität gefährdet wird. Die positive Tertiärregelreserve wird daher auch „Ausfallsreserve“ genannt. Eine Sondersituation ergibt sich bei der Abrechnung der Tertiärregelreserve: Aufgrund der raschen Verfügbarkeit der Tertiärregelreserve wird die positive Tertiärregelreserve wie die Sekundärregelung weiterverrechnet (78-22-Aufteilung).

Die Abrufe von positiver Tertiärregelreserve werden jedoch nur im Falle eines vorherigen Kraftwerksausfalls kostenmäßig der Sekundärregelung zugeordnet. Ansonsten werden die Abrufkosten zu 100 % über die Verrechnung der Ausgleichsenergie aufgebracht.

Die negative Tertiärregelung wird immer dem Bereich "Ausgleichsenergie" zugeordnet.
Aus den Kosten und Volumen der Minutenreserve wird der Ausgleichsenergiepreis abgeleitet. Er ist aufgrund der Bestimmungen in den Marktregeln für den Ausgleichsenergiemarkt erst im Folgemonat berechenbar und wird auf der Homepage der APCS veröffentlicht.

Die abgerufene Minutenreserve wird auch zeitnah auf der APG-Seite Deltaregelzone publiziert. Hierbei handelt es sich allerdings um indikative Werte.

Liste der bereits präqualifizierten Regelenergieteilnehmer

Unten finden Sie eine Liste mit den derzeit präqualifizierten Teilnehmern pro Regelenergieart:

Anbieter

PRL

SRL

TRL

A1 Telekom Austria AG   X X
e2m-Energiehandel GmbH   X X
Energie AG Oberösterreich Kraftwerke GmbH

X

X

EVN AG

X

X

X

GEN-I Vienna GmbH    

X

Innsbrucker Kommunalbetriebe AG

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
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG

X

X

X
Salzburg AG für Energie, Verkehr und Telekommunikation

X

X

X

VERBUND Solutions GmbH     X

X

VERBUND Trading AG

X

X

X

Vorarlberger Kraftwerke AG

 

X

X

Wien Energie GmbH X

X

*) wünscht in Bezug auf die angebotene Regelenergieart keine Veröffentlichung

Wesentliche rechtliche Grundlagen der Netzregelung

  • Die jeweils gültigen Fassungen und Novellen des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG), Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO)
  • Energiegroßhandelsdatenverordnung – EGHD-VO
  • Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR)
  • ENTSO-E Operation Handbook, Policy 1 und Appendix 1 über Load-Frequency Control and Performance

Links zu diesen Rechtsgrundlagen finden Sie unter Rechtliches.