Mit dem französischen NEBCO-Mechanismus können ausdrückliche Änderungen des Stromverbrauchs an Energiemärkten vermarktet werden. Bei einem Flexibilitätsvorhaben können sowohl die Lastreduktion während eines Ereignisses als auch die damit verbundene Nachholphase berücksichtigt werden, sofern das gemeldete Programm, das Kontrollverfahren und der Messweg die Marktregeln erfüllen.
Diese Unterscheidung ist für Gebäude, Kühlhäuser, Industrieprozesse, Batterien, Wärmespeicher und das Laden von Elektrofahrzeugen wichtig. Eine Leistungsreduktion in einem Intervall kann später einen Nachholeffekt auslösen. NEBCO kann diese zeitlich verlagerte Energie berücksichtigen. Daraus wird jedoch nicht jede Verbrauchserhöhung zu einer Flexibilitätsleistung.
Was NEBCO geändert hat
Der französische Code de l’énergie definiert Lastreduktion (effacement de consommation) als vorübergehende Verringerung des tatsächlichen Strombezugs gegenüber einem prognostizierten Programm oder einem geschätzten Verbrauch. Er erkennt auch an, dass die Reduktion den Verbrauch vor oder nach dem Ereignis erhöhen kann.
NEBCO bezeichnet diese Vorgänge als Verbrauchsmodulationen (modulations de consommation):
| Modulation | Vorgang am Netzanschlusspunkt | Typisches Betriebsbeispiel |
|---|---|---|
| Abwärtsmodulation (modulation à la baisse) | Der Verbrauch liegt während des Ereignisses unter der anerkannten Referenz | Eine Kältemaschine, eine Prozesslast oder eine Ladeflotte senkt die Leistungsaufnahme |
| Aufwärtsmodulation durch Vorziehen (anticipation) | Der Verbrauch steigt vor der Reduktion, weil eine nutzbringende Tätigkeit vorgezogen wird | Ein Kühlhaus kühlt vor der Reduktion vor |
| Aufwärtsmodulation durch Nachholen (report) | Der Verbrauch steigt nach der Reduktion, weil eine Tätigkeit verschoben wurde | Das Laden von Elektrofahrzeugen wird nach einem eingeschränkten Intervall fortgesetzt |
Eine Aufwärtsmodulation ist an eine Lastverschiebung im Zusammenhang mit einer Reduktion gebunden. Kapitel 5 begrenzt ihren absoluten Umfang: Über sieben Kalendertage darf er bei Entités d’Effacement mit Fernauslesung den Umfang der Abwärtsmodulation nicht übersteigen; bei Entités d’Effacement mit Standardlastprofil gilt ein Zeitraum von zwei Kalendertagen. Im Programm stehen positive Werte für Abwärtsmodulationen und negative Werte für Aufwärtsmodulationen.
Die Regeln sehen gesondert bekanntzugebende Umsetzungsdaten für die Meldung von Aufwärtsmodulationen und für die jeweils zulässigen Kontrollverfahren vor. RTE führt auf seiner aktuellen Serviceseite die Aufwärtsmodulation für das korrigierte Doppelreferenz-Rechteck, die Verbrauchsprognose, die Verbrauchshistorie und das Panelverfahren auf. Für das korrigierte Doppelreferenzverfahren verweist die Seite weiterhin auf ein gesondert bekanntzugebendes Datum. Prüfen Sie für den vorgesehenen Erbringungstag den aktuellen Text von Kapitel 5 und die Bekanntgaben von RTE. Gehen Sie nicht davon aus, dass jede aufgeschobene Regelung bereits gilt.
NEBCO regelt die Marktteilnahme, keinen automatischen Standorttarif
Über NEBCO kann eine Modulation durch bilaterale Stromgeschäfte oder über Day-Ahead- und Intraday-Börsen vermarktet werden. Die Flexibilitätsleistung ist vom Stromliefervertrag des Standorts getrennt. Nach französischem Recht kann ein zugelassener Lastreduktionsaggregator ohne Zustimmung des Stromlieferanten handeln.
Den beteiligten Parteien kommen dennoch festgelegte Aufgaben zu:
| Partei | Hauptaufgabe |
|---|---|
| Verbrauchsstandort | Stellt die flexible Last bereit, gestattet den erforderlichen Datenzugang und vereinbart die Betriebsgrenzen |
| Lastreduktionsbetreiber (Opérateur d’Effacement) | Bildet den Périmètre d’Effacement, meldet Programme, steuert die Last und erfüllt die Pflichten des Teilnehmers |
| RTE | Betreibt NEBCO, hält Programme vor, erstellt Referenzkurven, zertifiziert die tatsächlich erbrachte Modulation und führt die Marktberechnungen durch |
| Verteilnetzbetreiber | Prüft die Zuordnung des Standorts und liefert die offiziellen Lastgänge für Standorte im Verteilnetz |
| Bilanzkreisverantwortlicher (Responsable d’Équilibre) | Erhält das berücksichtigte Programm und die tatsächlich erbrachte Modulation in seinem Bilanzkreis |
| Stromlieferant | Beliefert den Standort und erhält die nach dem Abrechnungsmodell für Lastreduktionen vorgesehene Zahlung für die betreffende Energie |
Der Betreiber benötigt eine Teilnahmevereinbarung und eine gültige technische Zulassung für Verbrauchsmodulationen (Agrément Technique Modulation de Consommation). Seine gemeldeten und tatsächlich erbrachten Programme müssen einem Bilanzkreis zugeordnet sein, sofern er nicht selbst bilanzkreisverantwortlich ist. Zur technischen Zulassung gehören Nachweise aus mindestens drei Tests mit Befehlen zur Abwärtsmodulation und eine Prüfung der Befehlskette.
Ein gemeldetes Programm ist ein täglicher Lastgang in Kontrollintervallen auf Kilowatt genau. Jeder Wert ungleich null muss einen Betrag von mindestens 100 kW haben. Diese Schwelle gilt für das Programm der Entité d’Effacement. Sie bedeutet nicht, dass jeder beteiligte Standort für sich genommen 100 kW erbringen muss.
Für Standorte mit Standardlastprofil ohne kommunizierenden Netzzähler gilt ein eigenes Qualifikationsverfahren für den Betreiber. Auch die Regelungen zur Untermessung in Kapitel 5 betreffen ein ausdrücklich abgegrenztes Experiment mit Qualifikation von Betreiber und Standort. Eine pauschale Aussage, ein Portfolio sei „NEBCO-fähig“, verdeckt diese Unterschiede.
Die Referenzkurve bestimmt die erbrachte Modulation
RTE zertifiziert ein Ereignis nicht allein anhand des vom Betreiber angeforderten Sollwerts. Für jedes Kontrollintervall vergleicht RTE den Verbrauchslastgang der Entité d’Effacement mit einer anerkannten Referenzkurve (courbe de référence). Eine Abwärtsmodulation liegt vor, wenn der Verbrauch unter der Referenz liegt. Bei einer Aufwärtsmodulation liegt er darüber; das Programm sowie die Grenzen des Verfahrens und der Kapazität gelten weiterhin.
Die verfügbaren Kontrollverfahren sind nicht austauschbar:
| Verfahren | Abwärtsmodulation | Aufwärtsmodulation | Maßgebliche Voraussetzung |
|---|---|---|---|
| Korrigiertes Doppelreferenz-Rechteck (rectangle à double référence corrigée) | Ja | Vorbehaltlich des bekanntzugebenden Umsetzungsdatums | Referenz vor und nach dem Ereignis; die Regel bestimmt den anzuwendenden Wert |
| Verbrauchshistorie (historique de consommation) | Ja | Ja, nach der aktuellen Serviceseite | Eignung der historischen Daten und Zulassung des Standorts (homologation) |
| Verbrauchsprognose (prévision de consommation) | Ja | Ja, nach der aktuellen Serviceseite | Einreichung der Prognose und Zulassung des Standorts (homologation) |
| Standortspezifisches algebraisches Rechteck (rectangle algébrique site à site) | Ja | Nein | Geeignete Zusammensetzung der Standorte und Messdatensatz |
| Repräsentative Panels (méthode des panels) | Ja | Ja, nach der aktuellen Serviceseite | Geeignete Gruppe von Standorten mit Standardlastprofil und anerkanntes repräsentatives Panel |
Die CRE hat das Panelverfahren für Standorte mit Standardlastprofil genehmigt. Es vergleicht die gesteuerten Standorte mit einer repräsentativen Gruppe. Damit muss der übliche Verbrauch eines kleinen Standorts nicht in jedem Fall aus dessen kurzer eigener Historie rekonstruiert werden.
Bei den Verfahren auf Basis von Historie und Prognose wird die Referenz für Aufwärts- und Abwärtsmodulationen auf dieselbe Weise gebildet. Beim korrigierten Doppelreferenzverfahren gilt für die Aufwärtsmodulation der höhere Wert aus Anfangs- und Endreferenz, für die Abwärtsmodulation der niedrigere.
Dokumentieren Sie das Verfahren für jede Entité d’Effacement. Eine technisch plausible, in einer Gebäudeplattform berechnete Referenzlast darf das nach den Marktregeln zugewiesene Verfahren nicht ersetzen.
Offizielle Messung und Betriebstelemetrie erfüllen verschiedene Aufgaben
Kapitel 5 legt für Standorte im Niederspannungs-Verteilnetz mit höchstens 36 kVA ein Messintervall von 15 Minuten fest. Für Niederspannungsstandorte mit höherer Anschlussleistung, Standorte im Hochspannungs-Verteilnetz und direkt am Übertragungsnetz angeschlossene Standorte gilt ein Intervall von 5 Minuten.
Bei einem fernausgelesenen Standort im Verteilnetz stammt der Verbrauchslastgang normalerweise aus der Messeinrichtung des Verteilnetzbetreibers. Dieser erfasst den Lastgang des einzelnen Standorts und übermittelt ihn an RTE. Bei einem Standort am Übertragungsnetz ist normalerweise die Messeinrichtung von RTE die Quelle.
Qualifizierte Untermessung ist nur innerhalb des ausdrücklich geregelten Experiments nach Kapitel 5 zulässig und nur, wenn sowohl der Betreiber als auch der Standort die erforderliche Qualifikation besitzen. Fehlen diese Voraussetzungen, werden vom Betreiber gelieferte Unterzählerlastgänge nicht zur Zertifizierung verwendet. Fehlt eine vorgeschriebene Übermittlung aus einem qualifizierten Unterzähler, kann die Modulation für den betreffenden Zeitraum möglicherweise nicht zertifiziert werden.
Ein betriebliches Überwachungssystem hat eine andere, ebenfalls nützliche Aufgabe:
- Es zeigt, ob die flexible Anlage vor dem Abruf verfügbar war;
- es erfasst das Senden, den Empfang, die Bestätigung und den Ablauf eines Befehls;
- es misst den Netzbezug des Standorts und die Leistung der Anlage in kürzeren Intervallen;
- es bewahrt Betriebsart, Grenzen, Ladezustand, Temperatur und Alarme auf; und
- es hilft zu erklären, warum die zertifizierte Erbringung von der angeforderten Reaktion abwich.
Halten Sie die Identität des Marktzählers, den Netzlastgang, die Telemetrie des Betreibers und die abschließend zertifizierte Menge als getrennte Datensätze vor. Gleichen Sie sie über vollständige Intervalle ab. Ersetzen Sie fehlende Telemetrie nicht durch null und überschreiben Sie den ursprünglichen Ereignisverlauf nicht, wenn RTE oder ein Netzbetreiber die offiziellen Daten später korrigiert.
Die Änderung von 2026 betrifft die Zahlungen an Stromlieferanten
Die aktuellen allgemeinen Bestimmungen traten am 1. Januar 2026 in Kraft. Mit dem Beschluss 2025-275 genehmigte die CRE Änderungen an der Formel für feste Zahlungen an Stromlieferanten im regulierten Modell für fernausgelesene Standorte. Grund dafür war das Auslaufen von ARENH und des bisherigen Kapazitätsmechanismus im Jahr 2026. Die geänderte Formel verwendet Zweijahresdurchschnitte der Börsennotierungen für Grundlast und Spitzenlast und passt die Komponente für die Kapazitätsverpflichtung an.
Diese Änderung betrifft den Zahlungsstrom an die betroffenen Stromlieferanten. Sie ersetzt nicht die Abläufe aus Kapitel 5 für die Zuordnung von Standorten, die Programmmeldung, die Bildung der Referenzkurve oder die Zertifizierung der tatsächlich erbrachten Modulation. Versionieren Sie die Annahmen zur kaufmännischen Abrechnung getrennt vom Steuerungskonzept.
Für jedes Ereignis einen prüfbaren Datensatz anlegen
Ein brauchbarer Ereignisdatensatz verknüpft die Marktanweisung mit dem physischen Ergebnis und hält beides unterscheidbar.
| Ebene | Aufzubewahrender Datensatz | Zweck |
|---|---|---|
| Standortidentität | Netzanschlusspunkt, Netzbetreiber, Zählerkennung, Stromlieferant und Betreiber | Legt die Marktgrenze fest |
| Entité d’Effacement | Kennung der Einheit, Standorte, Kontrollverfahren, maximale Modulationskapazität und Gültigkeitsdaten | Legt die Grundlage der Zertifizierung fest |
| Programm | Richtung, angeforderte Menge, Kontrollintervalle und Status des berücksichtigten Programms (Programme de Modulation Retenu) | Hält fest, was in das Marktverfahren eingegangen ist |
| Abruf | Anlagenbefehl, Sendezeit, Empfang, Bestätigung, Ablauf und Rücknahme | Zeigt, was der Standortregler ausführen sollte |
| Betrieb | Standortleistung, Anlagenleistung, Zustand, Grenze, Alarm und Datenqualitätskennzeichen | Zeigt, was tatsächlich geschehen ist |
| Zertifizierung | Referenzkurve, Verbrauchslastgang, tatsächlich erbrachte Abwärts- oder Aufwärtsmodulation und Korrekturen | Dokumentiert die von RTE festgestellte Menge |
| Abrechnung | Anerkannte Menge, Zahlungsmodell für den Stromlieferanten, Bilanzkreiszuordnung und Endstatus | Dokumentiert das kaufmännische Ergebnis |
Verwenden Sie einen dokumentierten Zeitstandard und bewahren Sie die ursprünglichen Zeitstempel auf. Ein Marktintervall von fünf Minuten und eine Regler-Zeitreihe im Minutentakt lassen sich nur vergleichen, wenn Beginn und Ende der Intervalle, Zeitzone und Umgang mit der Zeitumstellung ausdrücklich festgelegt sind.
Sichere Steuerungsgrenzen vor Schreibbefehlen festlegen
Beginnen Sie mit rein lesendem Zugriff. Messen Sie am Netzanschlusspunkt und an der flexiblen Anlage, prüfen Sie Vorzeichenkonvention und Skalierung und vergleichen Sie die betrieblichen Summen mit den Netzdaten, die über den Betreiber verfügbar sind. Testen Sie fehlende und verspätete Werte sowie Uhrabweichungen.
Geben Sie Steuerungsbefehle erst frei, wenn alle folgenden Punkte festgelegt sind:
- die Abrufschnittstelle des Lastreduktionsbetreibers sowie die Vereinbarungen über Authentifizierung und Bestätigung;
- der vom Anlagenhersteller dokumentierte schreibbare Befehl, seine Einheiten und die zulässigen Betriebsarten;
- örtliche Schutzfunktionen für Elektrik, Prozesse, Komfort und Anlagen, die stets Vorrang behalten;
- die Rangfolge zwischen Marktabruf und Produktion, Sicherheit, Wartung oder Bedürfnissen der Gebäudenutzer;
- Ablaufzeit und Rücknahmebedingung eines Befehls sowie ein sicherer Zustand bei Kommunikationsverlust; und
- Inbetriebnahmeprüfungen für vollständige und teilweise Erbringung, Ablehnung, Zeitüberschreitung, Rückkehr zum Normalbetrieb und Nachholeffekt.
Ein lesbares Register belegt nicht, dass sich ein benachbartes Register sicher beschreiben lässt. Auch eine Lastreduktion rechtfertigt keinen ungeregelten Nachholeffekt. Wärmespeicher, Batterien, Ladestationen und Produktionslasten benötigen jeweils Grenzen für die Dauer, die Leistung beim Nachholen und den Energiezustand nach dem Ereignis.
Welche Aufgabe EpiSensor übernimmt
EpiSensor kann am Netzanschlusspunkt und an den Abgängen der Anlagen messen, dokumentierte Reglerzustände erfassen und zeitlich abgeglichene Betriebsdaten vor Ort speichern. Edge kann einen genehmigten Abruf und dessen Bestätigung über eine dokumentierte Schnittstelle austauschen, wenn das vollständige Markt- und Anlagensteuerungskonzept dies zulässt.
Damit lassen sich Verfügbarkeit prüfen, Ereignisse untersuchen und die Betriebsdaten mit dem offiziellen Lastgang abgleichen. EpiSensor erteilt weder die technische Zulassung noch erstellt es die anerkannte Referenzkurve, qualifiziert die Untermessung, registriert die Entité d’Effacement oder berechnet die NEBCO-Abrechnung.
Der Leitfaden zur Referenzlast bei Lastflexibilität hilft, den hypothetischen Verbrauch und das Ereignisintervall zu dokumentieren. Der Leitfaden zu Betriebs- und Abrechnungsmessung zeigt, wie Sie Standorttelemetrie vom offiziellen Marktdatensatz trennen. Anschließend können Sie mit System Builder die Messpunkte, die Anlagenschnittstelle und die Grenze der sicheren Steuerung zuordnen.
Häufige Fragen
Was hat NEBEF in Frankreich abgelöst?
Die NEBCO-Regeln lösten NEBEF am 1. September 2025 ab. NEBCO behält die ausdrückliche Lastreduktion bei und schafft einen Rahmen, um bestimmte Verbrauchserhöhungen durch Vorziehen oder Nachholen im Zusammenhang mit einer Reduktion zu bewerten.
Kann ein Standort über NEBCO allein für einen höheren Stromverbrauch bezahlt werden?
Nein. Eine Aufwärtsmodulation nach NEBCO ist vorgezogener oder nachgeholter Verbrauch im Zusammenhang mit einer Lastreduktion. Die Regeln begrenzen die gemeldeten Aufwärts- und Abwärtsmengen über festgelegte Zeiträume. Prüfen Sie vor der Planung, ob das gewählte Kontrollverfahren und das gegebenenfalls bekanntgegebene Umsetzungsdatum die Aufwärtsmodulation zulassen.
Wie misst RTE die erbrachte Lastflexibilität?
RTE vergleicht eine Referenzkurve mit dem Verbrauchslastgang der Entité d’Effacement. Je nach Verfahren werden korrigierte Doppelreferenz-Rechtecke, eine Verbrauchshistorie, eine Verbrauchsprognose, ein standortspezifisches algebraisches Rechteck oder repräsentative Panels verwendet. Das Verfahren bestimmt, welche Modulationsarten zertifiziert werden können.
Kann ein Gebäudezähler oder IoT-Gateway den NEBCO-Abrechnungsdatensatz liefern?
In der Regel nicht. Bei fernausgelesenen Standorten im Verteilnetz verwenden die Regeln normalerweise Lastgänge aus der Messeinrichtung des Verteilnetzbetreibers. Qualifizierte Untermessung ist eine ausdrücklich geregelte experimentelle Ausnahme. Standorttelemetrie bleibt für Abruf, Verfügbarkeit und Fehlersuche wertvoll, muss aber vom offiziellen Zertifizierungsdatensatz getrennt bleiben.
Macht eine Überwachungsanlage einen Standort für NEBCO teilnahmeberechtigt?
Nein. Teilnahmeberechtigung und Abrechnung hängen von den Vereinbarungen und Zulassungen des Betreibers, der Zuordnung des Standorts zu einer Entité d’Effacement, dem gewählten Kontrollverfahren, der offiziellen Messung und den geltenden Marktregeln ab. Überwachungstechnik kann den Betreiber mit zeitlich abgeglichenen Betriebsnachweisen unterstützen.