III. (n-1)-Kriterium Versorgungs- und Übertragungsnetze werden nach dem Prinzip der (n-1) - Sicherheit15 betrieben. Das Prinzip gibt vor, dass ein beliebiges Netzbetriebsmittel ausfallen kann, ohne dass es zu einer Versorgungsunterbrechung kommt und ohne dass die verbleibenden Betriebsmittel überlastet werden.16 Sind diese Voraussetzungen gesichert, kann sich ein Netzfehler nicht aufgrund überlasteter Bauteile kaskadenartig ausbreiten, indem ein Ausfall von einem Betriebsmittel die Überlastung eines weiteren bedingt. IV. Regelzonen und Regelleistung Die deutsche Übertragungsnetzebene ist in vier Regelzonen17 unterteilt. Jede Regelzone unterliegt dem Verantwortungsbereich eines der vier Übertragungsnetzbetreiber (E.ON Netz GmbH, RWE Net AG, Vattenfall Europe Transmission AG und EnBW Transportnetze AG). Wesentliches Element der Netzsteuerung ist es, die Netzfrequenz von 50 Hz und die in der jeweiligen Netzebene gewünschte Spannung konstant zu halten. Da das Stromnetz weder Spannung noch Frequenz „speichern“ kann, müssen Erzeuger immer so viel elektrische Energie einspeisen, wie gerade entnommen wird. Weichen prognostizierte Einspeisung oder Entnahme voneinander ab, führt dies zu einem Ungleichgewicht bei der Leistungsbilanz und Frequenz. Um das Ungleichgewicht der Leistungsbilanz wieder auszugleichen und die Frequenz wieder auf 50 Hz zurückzuführen, muss Regelleistung eingesetzt werden. Entweder wird überschüssige Energie sofort abgeführt (negative Regelleistung), oder fehlende Energie wird in das Netz eingespeist (positive Regelleistung). Der Einsatz erfolgt in drei Schritten: Primärregelleistung wird innerhalb weniger Sekunden nach einer Störung eingesetzt und dient der Begrenzung und schnellen Reduzierung der Frequenzabweichung. Sobald ein Kraftwerksausfall oder eine nicht prognostizierte Entnahme die Netzfrequenz absinken lässt, erhöhen die am Netz befindlichen Kraftwerke automatisch ihre Leistung. Im umgekehrten Fall eines plötzlichen Überangebots an elektrischer Energie senken die fraglichen Kraftwerke ihre Einspeiseleistung. Nach 30 Sekunden muss die Primärregelleistung vollständig aktiviert sein und für 15 Minuten 15 Sprich „n minus eins Sicherheit“. 16 Schwarz, Anwendung des Netzsicherheitsmanagements in Brandenburg, S. 17; VDN, TransmissionCode 2007, S. 70 (9.2). 17 Folgende Darstellung beruht im Wesentlichen auf diesen Quellen: BBH/BET, R-A-N Gutachten, S. 6 f.; Brückl/Neubarth/Wagner, Regel- und Reserveleistungsbedarf eines ÜNB, ET 1-2/2006, S. 50 ff.; DENA, Netzstudie, S. 252; Engelsing, in: Säcker (Hg.), Berliner Kommentar EnR, GWB § 19, Rn. 167; Meier, in: Bartsch/Salje/Röhling/Scholz (Hg.), Stromwirtschaft, S. 357 f.; Oeding/Oswald, Elektrische Kraftwerke und Netze, S. 180 ff.; Wawer, Förderung erneuerbarer Energien im liberalisierten deutschen Strommarkt, S. 56 ff.; VDN, Transmission- Code 2007. 28 zur Verfügung stehen können. Im europäischen UTCE-Verbund werden dafür 3.000 MW zurückgehalten. Diese Größe orientiert sich am gleichzeitigen Ausfall von zwei großen thermischen Kraftwerksblöcken (z.B. Kohle- oder Atomkraftwerke). Sekundärregelleistung ersetzt die Primärregelleistung automatisch, wenn die Störung länger als 30 Sekunden anhält. Sie soll die gewünschte Leistungsverteilung wieder herstellen und verbliebene Frequenzabweichungen zurückführen. Innerhalb von 5 Minuten muss die Sekundärregelleistung in vollem Umfang zur Verfügung stehen und für 15 Minuten vorgehalten werden können. Spätestens mithilfe der Sekundärregelleistung wird die Frequenz wieder auf ihren Sollwert von 50 Hz und die Übergabeleistung zwischen den Regelzonen wieder auf den vereinbarten Wert gehoben. Die Tertiärregelleistung (auch Minutenreserve) wird zur vollen Viertelstunde, also spätestens nach 15 Minuten, manuell eingesetzt. Der Übertragungsnetzbetreiber ist verantwortlich für vier Viertelstunden, inklusive der Viertelstunde, in der der Fehler auftrat. Danach wird die Verantwortung an den Bilanzkreisverantwortlichen18 abgegeben. Wie gezeigt, ist der Einsatz der Regelleistungen hierarchisch organisiert. Die schnell zur Verfügung stehende Leistung wird durch die (günstigere) langsamer abrufbare Leistung ersetzt. So wird gewährleistet, dass die jeweils schneller bereitzustellende Leistung wieder verfügbar ist, um weitere Ungleichgewichte ausgleichen zu können. Gemäß § 6 Abs. 1 StromNZV muss Regelleistung grundsätzlich regelzonenübergreifend ausgeschrieben werden. § 6 Abs. 2 StromNZV erlaubt es allerdings, einen Kernanteil innerhalb der Regelzone auszuschreiben.19 Die Modalitäten regeln Beschlüsse20 der Bundesnetzagentur. V. Bilanzkreise, Ausgleichsenergie Von der Regelenergie ist die Ausgleichsenergie zu unterscheiden. Ausgleichsenergie sind Austauschvorgänge zwischen einem Bilanzkreisverantwortlichen und dem Übertragungsnetzbetreiber.21 § 20 Abs. 1a S. 5 EnWG schreibt als Voraussetzung des Netzzugangs die Schaffung eines Bilanzkreises durch einen Bilanzkreisvertrag vor.22 Korrespondierend ist gemäß § 4 Abs. 3 StromNZV jede Einspeise- oder Entnahmestelle einem Bilanz- 18 Siehe unter Nr. V. 19 Für die Primärregelung ist allerdings kein Kernanteil erforderlich, Primärreglung: BNetzA, Beschl. Vom 17. 11. 2006, Az. BK6-06-065, S. 18. 20 Primärreglung: BNetzA, Beschl. vom 17. 11. 2006, Az. BK6-06-065; Sekundärreglung: BNetzA, Beschl. vom 17. 11. 2006, Az. BK6-06-066; Minutenreserve: BNetzA, Beschl. vom 17. 11. 2006, Az. BK6-06-012. 21 BBH/BET, R-A-N Gutachten, S. 9 Fn. 5. 22 Zur Notwendigkeit eines darüber hinausgehenden Einspeisvertrags: Herzmann, Zur Gestaltung des Netznutzungsvertrages nach § 20 Abs. 1a EnWG, RdE 2007, S. 76 ff. 29