Regelleistung als Systemdienstleistung zur Frequenzhaltung wird bisher fast ausschließlich durch steuerbare Kraftwerke bereitgestellt. Grund hierfür ist, dass dargebotsabhängige Erzeuger die Bedingungen für eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt zum jetzigen Zeitpunkt nicht erfüllen. Die Teilnahme scheitert vorrangig an den Zuverlässigkeitsanforderungen des Marktes, welche mit dem volatilen Einspeisecharakter der dargebotsabhängigen Erzeuger nur schwer zu erfüllen sind. Um die Frequenzhaltung in der Zukunft auch in Zeiten hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energien sicherstellen zu können, müssen diese absehbar auch in der Lage sein, Regelleistung bereitzustellen. Als Kernprobleme der Integration werden die Vermeidung von Netzengpässen sowie die Bestimmung der zuverlässig bereitstellbaren Regelleistungsmenge identifiziert. Für die Vermeidung von Konflikten zwischen Einspeisemanagement und Regelleistungsbereitstellung im Verteilnetz wird eine Methodik zur Netzzustandsbewertung entwickelt. Grundlage für die Bewertung, welche entscheidet, ob eine Anlage netzengpassfrei Regelleistung bereitstellen kann, bildet das erarbeitete Verfahrung zur Netzzustandsbestimmung. Für die Berechnung der maximal anbietbaren Regelleistung eines Anlagenpools aus Wind- und Solarkraftanlagen für eine bestimmte Stunde wird ein probabilistisches Modell auf Basis von Wetterdaten des Deutschen Wetterdienstes erstellt. Innerhalb des Modells werden die stochastischen Abhängigkeiten der Wetterprognosefehler räumlich verteilter Anlagen mit Hilfe von R-Vine-Copulas abgebildet, was eine flexible Modellierung ermöglicht. Abschließend werden weitere notwendige Marktänderungen identifiziert und zusammen mit den beiden beschriebenen Methoden in ein zukünftiges Regelleistungsmarktdesign integriert.