Produktionsbetriebe können an Regelenergiemärkten teilnehmen, indem sie steuerbare Lasten oder Speicher bereitstellen, die auf Anforderungen des Übertragungsnetzbetreibers reagieren. Dieser Artikel erklärt, wie der Regelenergiemarkt funktioniert, welche Voraussetzungen Unternehmen erfüllen müssen und welche wirtschaftlichen Möglichkeiten sich daraus ergeben.
Hohe Energiekosten entstehen nicht nur durch den Verbrauch, sondern durch unkontrollierte Lastspitzen
Viele Produktionsbetriebe zahlen einen erheblichen Teil ihrer Netzentgelte nicht für die verbrauchten Kilowattstunden, sondern für die höchste Leistungsspitze, die im Abrechnungszeitraum gemessen wurde. Eine einzige unkontrollierte Lastspitze, ausgelöst durch das gleichzeitige Anfahren mehrerer Anlagen, kann die Netzentgeltkategorie nach oben verschieben und die Energiekosten für das gesamte Jahr erhöhen. Wer Lastspitzen aktiv kappt, senkt nicht nur den Momentanverbrauch, sondern reduziert dauerhaft die Kostenstruktur.
Ungenutztes Flexibilitätspotenzial bedeutet entgangene Erlöse für energieintensive Unternehmen
Industrieunternehmen mit steuerbaren Lasten verfügen über ein Flexibilitätspotenzial, das der Strommarkt aktiv vergütet. Wer dieses Potenzial nicht nutzt, lässt reale Erlöse liegen, während Wettbewerber ihre hohen Energiekosten durch Markterlöse teilweise kompensieren. Der erste Schritt ist eine ehrliche Bestandsaufnahme: Welche Anlagen lassen sich innerhalb definierter Zeitfenster hoch- oder herunterregeln, ohne den Betrieb zu stören? Auf dieser Grundlage lässt sich eine Vermarktungsstrategie aufbauen.
Was ist ein Regelenergiemarkt und wie funktioniert er?
Der Regelenergiemarkt ist ein Marktmechanismus, über den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Leistungsreserven beschaffen, um das Stromnetz bei Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch stabil zu halten. Anbieter stellen dabei Leistung bereit, die bei Bedarf automatisch oder auf Abruf aktiviert wird. Es gibt drei Produktkategorien: Primärregelleistung (FCR), Sekundärregelleistung (aFRR) und Minutenreserve (mFRR).
Die Frequenz im europäischen Stromnetz muss konstant bei 50 Hertz gehalten werden. Weicht sie ab, weil zum Beispiel ein Kraftwerk ausfällt oder der Verbrauch unerwartet steigt, greifen die Regelenergieprodukte in festgelegter Reihenfolge ein. FCR reagiert vollautomatisch innerhalb von 30 Sekunden, aFRR innerhalb von fünf Minuten, mFRR innerhalb von 15 Minuten. Anbieter werden für die bereitgestellte Leistungsvorhaltung bezahlt, unabhängig davon, ob diese tatsächlich abgerufen wird.
Die Ausschreibung erfolgt über die gemeinsamen europäischen Plattformen PICASSO (aFRR) und MARI (mFRR) sowie über den deutschen Regelleistungsmarkt unter regelleistung.net. Gebote werden täglich oder wöchentlich abgegeben; die Vergütung setzt sich aus einem Leistungspreis und einem Arbeitspreis zusammen.
Welche Voraussetzungen muss ein Produktionsbetrieb erfüllen?
Ein Produktionsbetrieb muss technische, regulatorische und organisatorische Mindestanforderungen erfüllen, um am Regelenergiemarkt teilzunehmen. Dazu gehören eine präqualifizierte steuerbare Anlage, ein Netzanschluss mit ausreichender Einspeise- oder Bezugsleistung, eine Fernwirkanbindung an den ÜNB sowie eine Zertifizierung der eingesetzten Komponenten.
Auf technischer Seite ist zunächst das Anlagenzertifikat relevant. Dieses bescheinigt, dass die Anlage die geltenden Netzanschlussregeln erfüllt und elektrisch konform zum öffentlichen Netz ist. Für steuerbare Einheiten bedeutet das unter anderem, dass der eingesetzte Wechselrichter mit einer ZEREZ-ID im zentralen deutschen Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate gelistet sein muss. Ohne dieses Komponentenzertifikat ist keine Zulassung möglich.
Darüber hinaus benötigt die Anlage einen EZA-Regler. Dieser Erzeugungsanlagenregler bildet die Schnittstelle zwischen Anlage und Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt. Er empfängt Sollwertvorgaben des Netzbetreibers für Wirk- und Blindleistung, gleicht diese mit den gemessenen Istwerten ab und steuert die Anlage entsprechend. Der Verteilnetzbetreiber (VNB) erhält über den EZA-Regler einen Regelungszugriff, mit dem er die Leistung bei Bedarf drosseln kann. Das Schutzkonzept muss vom VNB abgenommen werden.
Für die Präqualifikation beim ÜNB müssen zudem Nachweise über die Reaktionsgeschwindigkeit, die Messgenauigkeit und die Fernsteuerbarkeit der Anlage erbracht werden. Dieser Prozess dauert in der Regel mehrere Wochen und erfordert eine enge Abstimmung mit dem zuständigen Netzbetreiber.
Welche Erlöse sind durch Regelenergie realistisch?
Die erzielbaren Erlöse aus der Regelenergievermarktung hängen von der bereitgestellten Leistung, dem gewählten Produkt und den aktuellen Marktpreisen ab. Typischerweise liegen die Leistungspreise für FCR höher als für mFRR, während Arbeitspreise stark schwanken. Pauschale Erlösversprechen sind nicht seriös, da die Marktpreise saisonal und strukturell variieren.
Als grobe Orientierung: Für FCR werden in Deutschland regelmäßig Leistungspreise im zweistelligen Euro-Bereich pro Megawattstunde erzielt, wobei die tatsächlichen Werte je nach Ausschreibungsrunde deutlich schwanken. Für kleinere Anlagen ab einem Megawatt, die über einen Aggregator gebündelt werden, sind Nettobeiträge zur Kostensenkung realistisch, aber keine vollständige Amortisierung der Anlage allein über Regelenergie.
Wirtschaftlich sinnvoller ist es, Regelenergie als einen von mehreren Erlöspfaden zu betrachten. Eine steuerbare Einheit, die gleichzeitig Lastspitzen kappt und damit Netzentgelte senkt, den PV-Eigenverbrauch erhöht und zusätzlich Regelenergie vermarktet, erreicht eine deutlich bessere Gesamtrendite als ein System, das nur auf einen Markt ausgerichtet ist.
Was ist der Unterschied zwischen Eigenvermarktung und Aggregatormodell?
Bei der Eigenvermarktung tritt der Anlagenbetreiber direkt als Anbieter am Regelenergiemarkt auf und benötigt dafür eine eigene Präqualifikation sowie die technische Infrastruktur für Gebote und Abrechnung. Beim Aggregatormodell bündelt ein Dienstleister mehrere kleinere Anlagen zu einem Pool und übernimmt die Marktteilnahme stellvertretend für die Betreiber.
Eigenvermarktung lohnt sich typischerweise erst ab einer Mindestgröße von einem Megawatt bereitgestellter Leistung, da die Präqualifikation und der laufende Betrieb eines eigenen Marktzugangs erheblichen Aufwand verursachen. Für die meisten Produktionsbetriebe ist der Direktzugang daher unwirtschaftlich.
Das Aggregatormodell senkt die Einstiegshürde erheblich. Der Aggregator übernimmt Präqualifikation, Gebotsabgabe, Fernwirkanbindung und Abrechnung. Im Gegenzug erhält er einen Anteil der erzielten Erlöse. Für Industrieunternehmen, die keine eigene Handelsexpertise aufbauen wollen, ist dieses Modell in der Regel der praktikablere Weg.
Welche Risiken und Pflichten entstehen bei der Regelenergievermarktung?
Wer Regelenergie anbietet, geht vertragliche Lieferpflichten ein. Wird ein Gebot angenommen und die zugesagte Leistung nicht erbracht, entstehen Pönalen. Hinzu kommen laufende Überwachungspflichten, technische Wartungsanforderungen und die Notwendigkeit, die Anlage jederzeit fernsteuerbar zu halten.
Das größte operative Risiko ist die Nichtverfügbarkeit der Anlage zum falschen Zeitpunkt. Technische Störungen, Wartungsarbeiten oder ein unzureichender Betriebszustand können dazu führen, dass zugesagte Leistung nicht abrufbar ist. Eine zuverlässige Steuerungssoftware, die den Betriebszustand kontinuierlich überwacht und Marktgebote entsprechend anpasst, ist daher keine optionale Ergänzung, sondern eine betriebliche Notwendigkeit.
Auf regulatorischer Seite sind die Anforderungen des Verteilnetzbetreibers dauerhaft einzuhalten. Der VNB kann jederzeit prüfen, ob das Schutzkonzept noch gültig ist und ob der EZA-Regler korrekt funktioniert. Änderungen an der Anlage oder am Messkonzept müssen dem Netzbetreiber gemeldet werden. Wer diese Pflichten unterschätzt, riskiert den Entzug der Netzzugangsgenehmigung.
Welche Rolle spielt ein Batteriespeicher bei der Regelenergievermarktung?
Für viele Produktionsbetriebe stellt sich die Frage, wie sich die beschriebenen Anforderungen technisch zuverlässig umsetzen lassen, ohne den laufenden Betrieb zu beeinträchtigen. Ein stationärer Batteriespeicher bietet hier einen entscheidenden Vorteil: Er kann Leistung innerhalb von Millisekunden aufnehmen oder abgeben, ist nicht an Produktionszustände gebunden und lässt sich unabhängig vom Schichtbetrieb jederzeit ferngesteuert aktivieren.
Im Unterschied zu abschaltbaren Lasten, deren Verfügbarkeit vom Produktionsplan abhängt, kann ein Speicher die Reaktionsanforderungen aller drei Regelenergieprodukte zuverlässig erfüllen. Darüber hinaus lässt er sich parallel für Lastspitzenkappung und Eigenverbrauchsoptimierung nutzen, was die Gesamtwirtschaftlichkeit deutlich verbessert.
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