aFRR an der tschechischen Grenze: was FOX und TIGER jetzt festschreiben

Was die Bundesnetzagentur konsultiert

Das Verfahren heißt BK6-26-473 und wurde am 2. Oktober 2026 eröffnet. Eingereicht haben die regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber aus Deutschland, Österreich und Tschechien, also 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW zusammen mit APG und ČEPS.

Gegenstand ist eine Änderung. Die Rechenschritte selbst hat die Bundesnetzagentur schon am 5. November 2024 genehmigt. Neu ist, was bisher fehlte: eine verbindliche Beschreibung der zwei Prognosewerkzeuge, ihrer Algorithmen und ihrer Eingangsgrößen. Die geänderten Passagen sind im Vorschlag farbig markiert, maßgeblich ist die englische Fassung.

Die Methode gilt heute an zwei Grenzen. Tschechien zu Deutschland und Tschechien zu Österreich. Die deutsch-österreichische aFRR-Kooperation läuft nach eigenen Regeln weiter, und die Beschlusskammer schreibt ausdrücklich, dass der Vorschlag sie nicht berührt.

Klingt nach Formalie. Ist es nicht ganz. Wer bisher wissen wollte, warum an einem Tag 40 MW Austausch erlaubt waren und am nächsten 10, fand die Antwort in Werkzeugen, deren Innenleben nicht Teil der Genehmigung war.

Wie das Austauschlimit entsteht

Einmal je Kalendertag, vor dem Handelsschluss der aFRR-Auktion, rechnen die Werkzeuge für jede Grenze, jede Richtung, jedes Produkt und jeden der sechs Vierstundenblöcke. Das Ergebnis ist ein Wert in Megawatt.

Dafür legt die Methode Szenarien fest. Laut APG reichen sie von 0 bis 100 MW je Richtung und Produkt. Für jedes Szenario werden zwei Fragen beantwortet: Wie wahrscheinlich steht weniger Grenzkapazität zur Verfügung als angenommen? Und wie wahrscheinlich braucht das importierende Land mehr aFRR, als es im Inland gekauft hat?

Multipliziert ergeben beide Wahrscheinlichkeiten das Risiko unzureichender Regelleistung. Das Erläuterungsdokument rechnet es an der Grenze Österreich zu Tschechien vor: Bei 10 MW fehlt die Kapazität mit 12 Prozent Wahrscheinlichkeit, der Bedarf übersteigt die Inlandsmenge mit 8 Prozent. Zusammen 0,96 Prozent. Der Höchstwert von ČEPS liegt im Beispiel bei 1 Prozent, also gehen 10 MW durch, 20 MW mit 1,8 Prozent nicht mehr.

Den Höchstwert für beide Risiken legt jeder betroffene Netzbetreiber selbst fest, als statischen Parameter. Gewählt wird das höchste Szenario, das beide Grenzen einhält. Daneben darf der Netzbetreiber ein Sicherheitslimit setzen, und das kleinere der beiden Werte geht als maximales Austauschlimit in die gemeinsame Beschaffungsoptimierung.

Und wenn die Rechnung bis zum Handelsschluss nicht fertig wird? Dann gilt 0 MW. Kein Austausch an diesem Tag, an dieser Grenze.

Was FOX und TIGER festschreiben

Zwei Werkzeuge rechnen parallel. Jeder Netzbetreiber bestimmt eines als Priorität; fällt es aus, darf das andere einspringen. Laut ENTSO-E betreiben 50Hertz und APG die Werkzeuge.

FOX ist ehrlich simpel. Ein Mittelwert über das, was in denselben vier Stunden der Vortage tatsächlich passiert ist. Lag die Grenzkapazität zwischen 0 und 4 Uhr zwei Stunden bei 0 MW und zwei Stunden bei 70 MW, dann war ein Szenario von 50 MW in diesem Block zur Hälfte der Zeit nicht gedeckt.

TIGER ist das Gegenteil. Ein Lernverfahren, das neun Prognosereihen gewichtet, die alle mit der Grenzkapazität zusammenhängen, untereinander aber möglichst wenig. Das Erläuterungsdokument verspricht dafür eine "vergleichbar hohe Prognosegenauigkeit" und belegt sie nicht mit Zahlen.

Für die Netzbetreiber heißt die Festschreibung vor allem eins: Die Datenlieferungen werden Teil der Genehmigung. Fällt eine der Prognosereihen weg oder ändert sich ihre Auflösung, berührt das künftig die genehmigte Methode und nicht nur ein internes Werkzeug. Ob die Wörter "mindestens folgende Eingangsgrößen" genug Spielraum lassen, wird sich im ersten Datenausfall zeigen.

Woher die Pflicht kommt

Die Offenlegung ist keine freiwillige Geste. Die Regulierungsbehörden der Region haben sie am 31. Mai 2024 verlangt, als sie den ersten Vorschlag vom 14. Dezember 2023 zurück an die Netzbetreiber gaben.

Die Frist steht in Art. 4 Abs. 6 der genehmigten Methode. Spätestens ein Jahr nach dem ersten Anwendungstag, und der war der 3. September 2025. Das Datum des Vorschlags liegt einen Tag davor. Knapper geht es kaum.

Parallel laufen Berichtspflichten: drei, sechs, neun und zwölf Monate nach dem Start legen die Netzbetreiber den Behörden einen Ex-post-Abgleich vor, wie gut die Prognosen das tatsächliche Risiko getroffen haben, dazu Fallbacks und deren Kosten. Veröffentlicht sind diese Berichte nicht.

Was ein Jahr ALPACA zeigt

Die Richtung ist eindeutig. Tschechien exportiert, Deutschland importiert. APG weist für die ersten Wochen nach dem Start einen Import aus Tschechien nach Deutschland von 14.831 MW positiver und 20.265 MW negativer aFRR aus, nach Österreich waren es 325 und 1.177 MW.

Der Grund steht auf derselben Folie. Die Leistungspreise in Deutschland lagen in Spitzen über 3.500 Euro je MW und Stunde. Für September und Oktober 2025 rechnet APG eine Ersparnis von zusammen rund 11 Millionen Euro über die ganze Kooperation, den größten Teil davon in Deutschland, 147.000 Euro in Österreich.

Das tschechische Fachportal oEnergetice sah im Oktober 2025 die Mindestpreise in den Nachtblöcken beider Länder fast deckungsgleich. 2025 lag positive aFRR in Tschechien im Mittel bei rund 20 Euro je MW und Stunde, in Deutschland bei rund 15. Die Spitzen setzt weiter der deutsche Tagesmarkt.

Fehlerfrei lief es nicht. Am 3. November 2025 vergab der Optimierer im Block 16 bis 20 Uhr negative aFRR nicht kostenoptimal, APG nennt als Ursache einen Fehler im Optimierungsalgorithmus mit paradox abgelehnten Geboten. Seitdem gibt es zusätzliche Plausibilisierungsschritte. Für Anbieter in Deutschland ist das die eigentliche Nachricht: Ihr Zuschlag hängt an zwei Rechnungen, die sie nicht sehen. Dem Limit und dem Optimierer.

Mehr zu den Plattformen für Regelarbeit, die neben der Leistungsbeschaffung laufen, steht in unserem Beitrag zu MARI und PICASSO.

Prognose oder Versicherung

Am Kern der Methode gibt es seit 2023 einen Streit, der in den Genehmigungsunterlagen kaum vorkommt.

Die European Federation of Energy Traders hielt in ihrer Stellungnahme zur Konsultation der Netzbetreiber vom 21. September 2023 dagegen: Regelleistung sei eine Versicherung, und eine Versicherung auf eine Prognose der Grenzkapazität zu stützen, passe nicht zusammen. Die Prognosegüte wiege hier schwerer als bei einer marktbasierten Zuweisung, weil sie die Systemsicherheit betreffe. Und die Methode dürfe die Day-Ahead-Kapazität nicht verringern.

Die Netzbetreiber sehen das anders. APG schreibt in ihrer Auswertung nach dem Start zur Grenze Tschechiens: "keine Reduktion der Kapazitäten für den Day-Ahead und Intraday Markt".

Und die Bundesnetzagentur hielt am 5. November 2024 fest: "Von Seiten des Marktes sind keine Einwände gegen die ursprünglichen und gegen die geänderten Vorschläge vorgetragen worden." Bei ihr gingen zu beiden Konsultationen 2024 tatsächlich keine Stellungnahmen ein. Die Kritik der Händler lag bei der ENTSO-E-Konsultation, nicht in Bonn.

Die Methode selbst beantwortet die Versicherungsfrage mit Art. 6. Ändert sich das Risiko zwischen Handelsschluss und Abruf, muss der betroffene Netzbetreiber lokale Fallbacks einleiten. Das Risiko trägt der Einkäufer, keine Reservierung schützt es ab.

Ob 2026 mehr Stellungnahmen kamen, ist offen. Die Bundesnetzagentur behält sich vor, sie zu veröffentlichen.

Was nach dem 16. Oktober passiert

Mit dem Fristende stimmen sich die Regulierungsbehörden aus Deutschland, Österreich und Tschechien ab. Beim ersten Verfahren vergingen von der Einreichung am 21. Dezember 2023 bis zur Genehmigung gut zehn Monate, inklusive eines Änderungsverlangens. Ein Termin für BK6-26-473 ist nicht veröffentlicht.

Nach der Genehmigung veröffentlichen die Netzbetreiber die geänderte Methode unverzüglich (Art. 9 Abs. 1). Das maximale Austauschlimit je Produkt, Grenze und Richtung erscheint weiterhin spätestens mit den Beschaffungsergebnissen, laut ENTSO-E am Vortag um 9:30 Uhr.

Der Widerrufsvorbehalt aus 2024 bleibt die eigentliche Stellschraube. Die Beschlusskammer hat ihn damit begründet, dass ein späteres Änderungsverfahren die Produkte, die Abrechnung oder das Verfahren zur Grenzkapazität ablösen kann. Die probabilistische Methode ist nach dem Wortlaut des Vorschlags eine Alternative, "insbesondere bevor" die marktbasierten Zuweisungsmethoden der EB-Verordnung entwickelt und umgesetzt sind. Ein Übergang also, kein Endzustand.

Was Netzbetreiber und Anbieter jetzt tun sollten

Bis zur Genehmigung

1. Datenlieferketten der Werkzeuge dokumentieren

   Für jede Eingangsgröße von FOX und TIGER gehört fest, wer sie liefert, in welcher Auflösung und was bei einem Ausfall passiert. Mit der Genehmigung ist das keine interne Frage mehr. Bei 4-Sekunden-Daten aus PICASSO und Prognosen Dritter lohnt ein eigener Prüfpfad, denn eine fehlende Reihe kann am Ende 0 MW bedeuten.

2. Höchstwerte überprüfen

   Die Risikohöchstwerte sind statisch und liegen beim einzelnen Netzbetreiber.

3. Berichte als Steuerungsinstrument nutzen

   Der Ex-post-Abgleich nach Art. 9 Abs. 3 zeigt, ob die Prognose das Risiko unter- oder überschätzt. Er taugt als Grundlage, die Priorität zwischen FOX und TIGER je Grenze zu begründen.

4. Als Anbieter das Limit in die Preisprognose nehmen

   Stadtwerke und Direktvermarkter mit präqualifizierten BHKW, Speichern oder Pools bieten in denselben Vierstundenblöcken wie die tschechischen Anbieter. Das veröffentlichte maximale Austauschlimit sagt, wie viel ausländische Leistung den deutschen Bedarf mitdecken darf. Wer Gebote kalkuliert, sollte die Historie dieses Werts kennen, auch für die Vermarktung von Batteriespeichern.

5. Die Beschlusskammer 6 beobachten

   Genehmigung, veröffentlichte Stellungnahmen und die Werkzeugerklärung einen Monat vor Anwendung sind die drei Termine, auf die es ankommt.

Den Termin und die Rollen führen wir im Fristenkalender Energiewende.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen