Die Regelleistung, auch als Reserveleistung bezeichnet, sorgt dafür, dass im Stromnetz jederzeit die Netzlast mit der eingespeisten elektrischen Erzeugung übereinstimmt, und damit die Netzfrequenz in engem Rahmen konstant und das Netz stabil bleibt. Dazu veranlasst der Übertragungsnetzbetreiber instantane Leistungsanpassungen bei regelfähigen Kraftwerken, Pumpspeicherkraftwerken oder regelbaren Verbrauchern (siehe Laststeuerung). Kraftwerksbetreiber oder Verbraucher mit Flexibilitäten können Regelleistung (d. h. eine Leistungsänderung auf Abruf) in einer zentralen Auktion der Übertragungsnetzbetreiber anbieten. Die Übertragungsnetzbetreiber beschaffen die erforderliche Regelleistung über die Auktion bestmöglich. Die Kosten für die Regelenergiebeschaffung werden auf die für Lastabweichungen verantwortlichen Akteure im Stromnetz (die sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen) als sogenannte Ausgleichsenergie umgelegt. Die Beschaffung und der Einsatz von Regelleistung gehört zu den Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber. Weitere Instrumente zur Sicherstellung der Netzstabilität sind der Redispatch und im Extremfall auch der Lastabwurf.
Notwendigkeit der Regelung mini|hochkant=0.8|Variation der Netzfrequenz über 48 Stunden in einigen europäischen und asiatischen Ländern Elektrische Stromnetze können keine Energie speichern. Daher muss zu jedem Zeitpunkt die eingespeiste Leistung der Summe entnommener Leistung inklusive Transportverlusten entsprechen. Über den Steuerungsmechanismus des Bilanzkreismanagements werden die Marktteilnehmer (Bilanzkreisverantwortliche) an den Strommärkten verpflichtet, auf Basis täglicher Lastprognosen in jeder Viertelstunde des Folgetages immer ebenso viel Energie an den Energiemärkten zu beschaffen oder in den eigenen zugeordneten Kraftwerken zu erzeugen, wie sie an ihrem Bilanzkreis zugeordnete Zählpunkte liefern oder an den Energiemärkten verkauft haben. Auch die Verteilnetzbetreiber sind als Bilanzkreisverantwortliche verpflichtet, prognostizierte Übertragungsverluste auf den Energiemärkten zu beschaffen.
Die tatsächliche Last weicht jedoch von der prognostizierten Last ab, und diese Abweichung muss kompensiert werden. Abweichungen daraus resultieren in Wechselspannungsnetzen in einer Änderung der Netzfrequenz, welche im gesamten Wechselspannungsnetz einheitlich (synchron) ist: Bei einem Überangebot von Leistung kommt es zu einer Abweichung der Netzfrequenz über der Nennfrequenz, bei einem Unterangebot zu einer so genannten Unterfrequenz. Die Abweichung kann sowohl von der Seite der Einspeise- als auch der Ausspeisepunkte verursacht werden. Beispiele sind Kraftwerksausfälle, nicht eingehaltene Bezugsprofile von Großverbrauchern, Prognosefehler bei der Leistung von Windenergie- oder Photovoltaikanlagen sowie der Verlust von Verbrauchern bei Stromnetzausfällen.
Herrscht ein Leistungsdefizit, ist also zusätzliche Leistung notwendig, um die Netzfrequenz wieder auf die Sollfrequenz zu bringen, so spricht man von positiver Regelleistung. Diese zusätzliche Leistung kann durch Zuschalten weiterer Erzeugungsleistung und/oder Abregelung von Verbrauchern erbracht werden. Im umgekehrten Fall spricht man von negativer Regelleistung, die durch Abregelung von Erzeugungsleistung und/oder zusätzlichen Stromverbrauch bereitgestellt werden kann. Je größer eine Regelzone ist, desto kleiner ist der relative Bedarf an Regelenergie, da die Ursachen für die Schwankungen meistens voneinander unabhängig sind und sich daher teilweise gegenseitig kompensieren.
Schwankungen in der Netzspannung und Abweichungen vom Nennwert der Netzspannung sind hingegen stark durch den regionalen Verbrauch und das Angebot bestimmt und werden beispielsweise durch technische Einrichtungen wie Stufenschalter für Leistungstransformatoren, welche in Umspannwerken untergebracht sind, in bestimmten Bereichen ausgeglichen. Dadurch wird gewährleistet, dass die am Netz angeschlossenen Verbraucher eine elektrische Spannung in einem Toleranzbereich um die Nennspannung nahezu unabhängig vom Lastfluss beziehen können.
Technischer Aufbau der Frequenzregelung mini|hochkant=1.5|Europäische Verbundsysteme, farblich markiert die Verbundnetze. Der räumliche Bereich des kontinentaleuropäischen Netzes ist blau. Innerhalb eines Verbundsystems ist die Frequenz an jedem Ort gleich. Die ENTSO-E (Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber) ist für die Koordination des Betriebs sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Die ENTSO-E repräsentiert 41 Übertragungsnetzbetreiber aus 34 europäischen Ländern. Die durch die ENTSO-E regulierten Übertragungsnetze sind nicht sämtlich gekoppelt. Das mit Normfrequenz von 50 Hz synchronisierte UCTE-Netz wird im Rahmen der ENTSO-E-Vorgaben als „UCTE synchronous area“ referenziert. Ein sicherer und reibungsloser Netzbetrieb setzt die Wahrung des Gleichgewichts zwischen Energieeinspeisung und -abnahme voraus. Eine Störung dieses Gleichgewichts zieht unweigerlich Änderungen der Netzfrequenz nach sich. Da eine, in einem vorgegebenen Toleranzbereich, konstante Netzfrequenz die Grundlage einer gesicherten Energieversorgung darstellt, wird bei einer Störung der Einsatz von aufeinander abgestimmten Mechanismen zur Frequenzhaltung erforderlich.
Frequenzregelung in der UCTE Im Rahmen der UCTE synchronous area werden durch die ENTSO-E gewisse Standards für die Frequenzsteuerung gesetzt. Hierzu gehören die Einteilung der Aufgabe der Frequenzhaltung in verschiedene Regelstufen, Regeln zu Vorhaltungsmindestkapazitäten und zu grenzüberschreitenden Energieflüssen. Folgende Regelstufen werden unterschieden: Momentanreserve (instantan): Stabilität ohne Regeleingriff durch die Trägheit der beteiligten rotierenden Massen der verteilten aktiven Generatorsysteme, dies bezeichnet man auch als Grid-Forming - Eigenschaft von Generatoren Primärregelung (30 s – 15 min): Bei einer Frequenzabweichung von mehr als ±20 Millihertz im Regelband von ±200 Millihertz erhöhen oder verringern die an der Primärregelung beteiligten Kraftwerke ihre vereinbarte Einspeiseleistung für bis zu 15 min Sekundärregelung (5 min – 15 min) Tertiärregelung (15 min – 1 h): auch als Minutenreserve bezeichnet. Quartärregelung: zur Kompensation des Gangfehlers der Netzzeit (der Zeit elektrischer Uhren, welche die Netzfrequenz als Zeitbasis haben), welcher durch akkumulierte Abweichungen der Netzfrequenz über längere Zeiträume ausgelöst wird
Die Beschaffung der erforderlichen Regelleistung erfolgt für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber über eine gemeinsame Plattform für standardisierte Regelleistungsprodukte im Rahmen des Netzregelverbunds (NRV). Im Zuge der weiteren Kopplung benachbarter Märkte wird auch ein Teil der benötigten Regelleistung für Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich auf dieser Plattform beschafft. Hiervon abgesehen können sich die Regelleistungsprodukte und Ausschreibungskonditionen jedoch weiterhin trotz von ENTSO-E vorangetriebener Vereinheitlichungen europaweit unterscheiden.
Momentanreserve Wenn die Abweichung kleiner als 10 mHz ist, erfolgt abhängig von der verwendeten Primärregelvorhaltung keine Aktivierung der Primärregelung. Das heißt, es gibt ein Totband (Unempfindlichkeitsbereich) von 50 Hz ± 10 mHz (49,99 Hz bis 50,01 Hz), in dem keine Regelung erfolgt. Innerhalb des Totbands erfolgt der Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Stromnachfrage ausschließlich über die Trägheiten im Stromsystem, insbesondere durch die kinetische Energie (die Rotation) der elektrischen Generatoren und die mit diesen gekoppelten Strömungsmaschinen wie beispielsweise Dampf- und Gasturbinen. Die Fähigkeit eines Stromsystems, Schwankungen durch Trägheit abzudecken, wird als Momentanreserve bezeichnet.
Primärreserve Die an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke müssen bei einer quasistationären Frequenzabweichung von ±200 mHz innerhalb von 30 Sekunden die gesamte Primärregelleistung (PRL) erbringen können, d. h. die Leistungsabgabe linear erhöhen bzw. verringern und diese Leistung bis zu 15 Minuten halten. Die dabei zur Verfügung stehende Primärregelleistung, das sogenannte Primärregelband, muss dabei mindestens 2 % der Nennleistung der Anlage entsprechen.
Nicht jedes Kraftwerk beteiligt sich an der Primärregelung, vielmehr muss eine zuverlässige Leistungsbereitstellung durch sogenannte Präqualifikation nachgewiesen werden. Die Bereitstellung von Primärreserve durch teilnehmende Kraftwerke wird durch die Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert automatisch ausgelöst. Dabei wird die Netzfrequenz für den proportionalen Primärregler der an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke mit der Sollfrequenz verglichen. Kommt es zu einer Abweichung, so wird Primärregelleistung gemäß der Reglerkennlinie aktiviert und die Frequenz so gestützt (bei sprunghafter Lastzunahme) bzw. eine weitere Frequenzsteigerung (bei Lastabnahme) verhindert.mini|hochkant=2|Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz Durch die Kopplung der PRL-Märkte von Deutschland, Belgien, Niederlande, Schweiz und Österreich entstand der europaweit größte Primärregelleistungsmarkt mit einem Gesamtbedarf von über 750 MW. Seit Mitte Januar 2017 nahm auch der französische Übertragungsnetzbetreiber an der internationalen grenzüberschreitenden PRL-Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber von Belgien, Deutschland, Österreich, der Schweiz und den Niederlanden teil. Seitdem wurden auch die Ausschreibungskonditionen von PRL für den französischen Markt entsprechend den Regeln der Kooperation angepasst. Die Erbringung von PRL muss trotz gemeinsamer Plattform immer zu einem erheblichen Anteil regelzonenspezifisch erfolgen. PRL-Importe nach Frankreich werden auf 30 % des Bedarfs von RTE in Höhe von 561 MW limitiert, PRL-Exporte auf 15 % des Bedarfs von RTE. In einem weiteren Schritt folgten 2021 der dänischen und slowenische Netzbetreiber Energinet und ELES.APG: Primärregelleistung: Slowenien und West-Dänemark treten Kooperation bei, Pressemitteilung vom 21. Januar 2021
Windparks, Solaranlagen und andere fluktuierende, erneuerbare Energiequellen können nur negative Regelleistung anbieten, d. h. sie können auf Abruf nur abregeln, aber nicht mehr Leistung bereitstellen. Weiterhin reicht die verfügbare Regelleistung nur, wenn sie zu einem sogenannten „virtuellen Kraftwerk“ kombiniert werden, wie z. B. „Next Pool“ von der Next Kraftwerke oder das virtuelle Kraftwerk der Firma Statkraft. in Verbindung mit
Bei den meisten Kernkraftwerken, insbesondere bei Leichtwasserreaktoren, ist eine schnelle Lastanpassung im Bereich 40–100 % möglich bei einer Rate von 2 %/Minute. Eine Senkung auf 30 % Leistung und eine Rate von 5 %/Minute sind möglich, falls die Kontrollstäbe speziell dafür ausgelegt sind. Das Anfahren vom ausgeschalteten Kraftwerk dauert mehrere Stunden und, aufgrund der Xenonvergiftung, bis zu einer Woche nach einer Notausschaltung. Alle deutschen Kernkraftwerke nahmen an der Primärregelung teil.
Vorteilhaft für die Primärregelung ist die Frequenzabhängigkeit von bestimmten Lasten. So gilt zum Beispiel für einen Asynchronmotor die Beziehung . Während der Motor also bei einer Frequenzerhöhung eine höhere Leistung vom Netz abfordert, findet dieser Effekt bei Unterfrequenz mit umgekehrtem Vorzeichen statt.
Sekundärregelung Hier muss die gesamte Regelleistung innerhalb von höchstens 5 Minuten erbracht werden können, die Laständerungsgeschwindigkeit muss dabei mindestens 2 % der Nennleistung pro Minute betragen. Zum Einsatz kommen dabei zum Beispiel Pumpspeicherkraftwerke oder auch konventionelle GuD- oder Steinkohlekraftwerke.