mFRR steht für manual Frequency Restoration Reserve. Gemeint ist eine Form der Regelreserve, die von Übertragungsnetzbetreibern aktiviert wird, wenn im Stromsystem ein Ungleichgewicht zwischen Einspeisung und Entnahme länger anhält oder nicht vollständig durch schnellere Reserven ausgeglichen werden soll. In der deutschen Begriffswelt entspricht mFRR weitgehend der Minutenreserve. Sie dient dazu, die Netzfrequenz nach einer Abweichung wieder in den vorgesehenen Bereich zurückzuführen und bereits aktivierte schnellere Reserven für neue Störungen freizumachen.

Die technische Bezugsgröße von mFRR ist Leistung, angegeben in Megawatt. Ein Anbieter stellt also eine bestimmte Leistung bereit, die bei Abruf innerhalb der vorgegebenen Aktivierungszeit wirksam werden muss. Wenn diese Leistung über eine bestimmte Dauer erbracht wird, entsteht daraus Regelarbeit, gemessen in Megawattstunden. Diese Unterscheidung ist für das Verständnis wichtig: Die Vorhaltung von mFRR beschreibt die Fähigkeit, im Bedarfsfall Leistung zu liefern oder Verbrauch zu verändern. Die Aktivierung beschreibt die tatsächlich erbrachte Energiemenge während eines konkreten Regelenergieabrufs.

mFRR gibt es als positive und negative Reserve. Positive mFRR wird benötigt, wenn zu wenig elektrische Leistung im System ist, etwa weil ein Kraftwerk ausfällt, Verbrauch höher liegt als prognostiziert oder Wind- und Solarstrom geringer einspeisen als erwartet. Anbieter können dann zusätzliche Erzeugung hochfahren oder Verbrauch senken. Negative mFRR wird gebraucht, wenn zu viel Leistung im System ist. Dann können Erzeuger ihre Einspeisung reduzieren oder Verbraucher zusätzliche Last aufnehmen. Beide Richtungen sind technisch verschieden, werden aber institutionell als Varianten desselben Reserveprodukts behandelt.

Abgrenzung zu FCR, aFRR und anderen Reserven

mFRR ist Teil einer zeitlich gestaffelten Frequenzhaltung. Die schnellste Schicht ist FCR, die Frequency Containment Reserve. Sie reagiert unmittelbar und dezentral auf Frequenzabweichungen. FCR stabilisiert die Frequenz zunächst, beseitigt aber nicht dauerhaft die Ursache des Ungleichgewichts. Danach folgt aFRR, die automatic Frequency Restoration Reserve. Sie wird automatisch durch den Regler des Übertragungsnetzbetreibers aktiviert und führt die Frequenz sowie den Leistungs­austausch zwischen Regelzonen gezielter zurück.

mFRR wirkt langsamer als FCR und aFRR. Sie wird nicht als unmittelbare lokale Frequenzreaktion eingesetzt, sondern durch den Übertragungsnetzbetreiber auf Grundlage des Regelbedarfs aktiviert. Das Wort „manual“ ist dabei leicht missverständlich. Es bedeutet nicht zwingend, dass jemand telefonisch ein Kraftwerk anruft und per Zuruf eine Leistung bestellt. In modernen Prozessen erfolgt die Aktivierung häufig elektronisch, standardisiert und teilweise stark automatisiert. Der Unterschied zu aFRR liegt vor allem in der Art der Aktivierung und in der zeitlichen Rolle, nicht in einem Gegensatz zwischen menschlicher Handarbeit und digitaler Steuerung.

Von der Kapazitätsreserve, Netzreserve oder strategischen Reserve ist mFRR ebenfalls zu trennen. Diese Instrumente dienen anderen Zwecken, etwa der Absicherung ausreichender Erzeugungskapazität oder netztechnischer Engpässe in besonderen Situationen. mFRR ist ein Produkt des laufenden Systembetriebs. Sie korrigiert kurzfristige Bilanzabweichungen, ersetzt aber keine Planung für ausreichende gesicherte Leistung und keine Maßnahmen gegen strukturelle Netzengpässe.

Auch mit Redispatch sollte mFRR nicht gleichgesetzt werden. Redispatch verändert die Einsatzweise von Erzeugungsanlagen oder Lasten, um Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen. mFRR gleicht dagegen ein Leistungsungleichgewicht im Gesamtsystem oder in einer Regelzone aus. In der Praxis können dieselben Anlagen für verschiedene Zwecke relevant sein, etwa ein Gaskraftwerk, ein Batteriespeicher oder eine steuerbare Industrieanlage. Die Systemfunktion bleibt dennoch unterschiedlich.

Warum mFRR im Stromsystem gebraucht wird

Elektrische Energie muss im Verbundnetz in jedem Moment bilanziell ausgeglichen sein. Erzeugung, Speicherentladung und Importe müssen zusammen zu Verbrauch, Speicherladung und Exporten passen. Schon kleine Abweichungen zeigen sich in der Netzfrequenz. In Europa liegt die Sollfrequenz bei 50 Hertz. Sinkt die Frequenz, fehlt Leistung. Steigt sie, ist zu viel Leistung im System.

Märkte und Fahrpläne reduzieren diese Abweichungen, beseitigen sie aber nicht vollständig. Strom wird in Zeitscheiben gehandelt, Prognosen werden aktualisiert, Bilanzkreisverantwortliche planen Einspeisung und Entnahme. Trotzdem treten Fehler auf: Wetterprognosen ändern sich, Kraftwerke fallen aus, große Verbraucher verhalten sich anders als erwartet, Stromflüsse über Grenzen weichen von der Planung ab. mFRR ist eine der technischen und institutionellen Antworten auf diese Restunsicherheit.

Ihre besondere Aufgabe liegt darin, länger anhaltende Abweichungen zu übernehmen. Wenn aFRR über mehrere Minuten stark beansprucht wird, kann mFRR aktiviert werden, um diese automatische Reserve zu entlasten. Damit bleibt aFRR wieder verfügbar für neue, schnelle Abweichungen. Frequenzhaltung ist deshalb kein einzelner Eingriff, sondern eine Staffelung von Reaktionszeiten und Zuständigkeiten. mFRR macht sichtbar, dass Stabilität nicht nur von physikalischen Eigenschaften des Netzes abhängt, sondern auch von Beschaffung, Abrufregeln, Präqualifikation, Datenübermittlung und Abrechnung.

Beschaffung, Aktivierung und Anreize

mFRR wird von Übertragungsnetzbetreibern beschafft. Anbieter müssen nachweisen, dass ihre Anlagen oder Lasten die technischen Anforderungen erfüllen. Diese Präqualifikation betrifft unter anderem Mindestleistung, Aktivierungszeit, Messung, Steuerbarkeit, Verfügbarkeit und Kommunikationswege. Geeignete Anbieter können konventionelle Kraftwerke, Wasserkraftanlagen, Biomasseanlagen, Batteriespeicher, aggregierte kleinere Anlagen oder flexible Verbraucher sein. Auch Lastmanagement kann positive oder negative mFRR bereitstellen, wenn es zuverlässig steuerbar ist.

Ökonomisch besteht ein Unterschied zwischen Vorhaltung und Aktivierung. Für die Bereitstellung von Regelreserve kann eine Vergütung für Leistung entstehen, weil ein Anbieter Kapazität freihält und nicht anderweitig vermarktet. Bei tatsächlichem Abruf wird zusätzlich Regelarbeit abgerechnet. Die genaue Marktgestaltung verändert die Anreize: Sie bestimmt, ob Anbieter eher Kapazität reservieren, Energiepreise strategisch setzen, Flexibilität bündeln oder technische Spielräume für andere Märkte nutzen. Wer die Wirkung verstehen will, muss die Regel betrachten, die sie erzeugt.

In Europa werden Regelenergiemärkte zunehmend harmonisiert. Für mFRR ist die europäische Plattform MARI relevant, über die Aktivierungsangebote grenzüberschreitend koordiniert werden sollen. Damit wird nicht jede Regelzone isoliert betrachtet. Wenn ein Ungleichgewicht in einer Zone günstiger durch aktivierbare Leistung in einer anderen Zone ausgeglichen werden kann und Netzkapazitäten verfügbar sind, können solche Angebote genutzt werden. Aus dieser Ordnung folgt aber auch eine neue Abhängigkeit von Datenqualität, Plattformprozessen, Netzrestriktionen und gemeinsamen Marktregeln.

Typische Missverständnisse

Ein häufiges Missverständnis besteht darin, mFRR als „Reservekraftwerk“ zu verstehen. mFRR ist kein bestimmter Anlagentyp. Sie ist eine Dienstleistung für den Systembetrieb. Ein Kraftwerk kann mFRR bereitstellen, ein Speicher ebenfalls, eine flexible Last ebenso. Der Begriff beschreibt die Funktion, nicht die Technologie. Deshalb sagt die Höhe beschaffter mFRR allein noch wenig darüber aus, ob das Stromsystem fossil, erneuerbar oder speicherbasiert betrieben wird.

Ebenso ungenau ist die Vorstellung, mFRR sei nur eine Notfallmaßnahme. Sie wird zwar bei Abweichungen eingesetzt, gehört aber zum normalen Betrieb eines Stromsystems. Abweichungen zwischen Prognose und Realität sind kein Ausnahmezustand. Sie sind eine unvermeidbare Folge eines Systems, in dem Millionen Entnahmen, viele Einspeiser, Handelsfahrpläne und physikalische Netzbedingungen zusammenwirken. mFRR ist die organisierte Korrektur dieser Differenzen in einer bestimmten Zeitschicht.

Eine weitere Verkürzung betrifft die Rolle erneuerbarer Energien. Wind- und Solarenergie erhöhen den Bedarf an Prognosen und an kurzfristiger Ausregelung, weil ihre Einspeisung wetterabhängig ist. Daraus folgt aber nicht, dass mFRR nur wegen erneuerbarer Energien existiert. Auch in einem konventionell geprägten Stromsystem gab und gibt es Kraftwerksausfälle, Lastprognosefehler und ungeplante Fahrplanabweichungen. Mit wachsendem Anteil wetterabhängiger Erzeugung verändert sich eher die Häufigkeit, Richtung und räumliche Verteilung des Regelbedarfs. Gleichzeitig können neue Technologien, etwa Batteriespeicher und steuerbare Lasten, selbst mFRR bereitstellen.

Auch die Gleichsetzung von mFRR mit Versorgungssicherheit ist zu grob. mFRR trägt zur Betriebssicherheit bei, weil sie kurzfristige Ungleichgewichte ausregelt. Sie beantwortet aber nicht die Frage, ob zu jeder Stunde im Jahr ausreichend gesicherte Leistung vorhanden ist, ob Netze genügend Transportkapazität haben oder ob Brennstoff- und Lieferketten belastbar sind. Versorgungssicherheit umfasst mehr als Regelreserve. mFRR ist ein Baustein innerhalb des laufenden Netzbetriebs.

Zusammenhang mit Flexibilität und Systemkosten

Mit zunehmender Elektrifizierung verändern sich die Lastprofile. Wärmepumpen, Elektromobilität, Elektrolyseure und industrielle Prozesse können den Stromverbrauch erhöhen, aber auch neue Flexibilität bereitstellen. Für mFRR ist nicht nur die jährliche Strommenge relevant, sondern die Frage, ob Leistung kurzfristig verlässlich verändert werden kann. Ein Elektrolyseur, der seine Last auf Abruf senkt, kann positive mFRR liefern. Ein Batteriespeicher, der zusätzliche Energie aufnimmt, kann negative mFRR bereitstellen. Technische Fähigkeit allein reicht allerdings nicht. Die Anlage muss präqualifiziert sein, eine geeignete Steuerung besitzen und im Markt so eingebunden sein, dass ein Abruf zulässig und wirtschaftlich sinnvoll ist.

Die Kosten von mFRR entstehen nicht nur durch die aktivierte Energie. Bereits die Vorhaltung bindet Ressourcen. Wenn ein Anbieter Leistung für Regelreserve reserviert, kann diese Leistung möglicherweise nicht gleichzeitig frei am Strommarkt vermarktet werden. Diese Opportunitätskosten fließen in Gebote ein. Dazu kommen technische Kosten, etwa für Startvorgänge, Teillastbetrieb, Batteriedegradation, Kommunikationssysteme und Messinfrastruktur. Die Regelenergiemärkte machen solche Kosten teilweise sichtbar, verschieben sie aber auch in Ausgleichsenergiepreise und Bilanzkreisabrechnungen.

Damit hängt mFRR eng mit Bilanzkreisverantwortung zusammen. Bilanzkreisverantwortliche müssen ihre Einspeisungen und Entnahmen ausgleichen. Wenn sie Abweichungen verursachen, werden diese über Ausgleichsenergie finanziell bewertet. Dieser Mechanismus setzt einen Anreiz, Prognosen zu verbessern und kurzfristige Fahrpläne einzuhalten. mFRR korrigiert die physikalische Abweichung im Netz; die Ausgleichsenergie ordnet die Kosten institutionell zu. Ohne diese Zuordnung würde Regelreserve zwar technisch wirken, aber falsche wirtschaftliche Signale setzen.

mFRR beschreibt die organisierte Fähigkeit, nach kurzfristigen Bilanzfehlern zusätzliche Leistung bereitzustellen oder Leistung aus dem System zu nehmen. Der Begriff ist präzise, wenn er als zeitlich definierte Systemdienstleistung verstanden wird: langsamer als FCR und aFRR, schneller und betriebsnäher als langfristige Kapazitätsvorsorge, getrennt von Redispatch und Netzreserve. Seine Bedeutung liegt in der Verbindung von physikalischer Frequenzhaltung, marktbasierten Anreizen und klaren Zuständigkeiten im laufenden Stromsystem.