NETZSTABILITÄT NACH DEM KOHLEAUSSTIEG · 29. OKTOBER 2026

Wie sich Momentanreserve ohne Kohlekraftwerke bereitstellen lässt

Bricht die Netzfrequenz ein, bremst die Schwungmasse rotierender Generatoren den Absturz in den ersten Sekunden. Mit Kohle- und Atomkraftwerken schwindet diese Momentanreserve. Netzbildende Batteriespeicher, Windräder und Kompensationsanlagen ahmen sie elektronisch nach.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 Min. LESEN

Fällt in Europa ein großes Kraftwerk aus, fehlt dem Verbundnetz schlagartig Leistung. Bevor ein Regler eingreift, springt eine Reserve ein, die lange niemand bestellen musste. Tausende Turbinen und Generatoren drehen synchron im Takt von 50 Hertz, werden langsamer und geben dabei ihre Bewegungsenergie ab. So gewinnt das System die Sekunden, die es zum Gegensteuern braucht.

Diese Momentanreserve fiel seit Beginn der Wechselstromnetze als Nebenprodukt von Kohle-, Gas-, Wasser- und Atomkraftwerken an. Mit jedem stillgelegten Block schrumpft sie. Seit Januar 2026 kaufen die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW sie deshalb als eigene Dienstleistung ein, nach Regeln der Bundesnetzagentur.

Als Ersatz setzen Netzbetreiber und Hersteller zunehmend auf Leistungselektronik. Das ist Electrotech im Wortsinn, also ein Energiesystem, das auf Strom, Batterien und Halbleitern statt auf Verbrennung beruht.

Was in den ersten Sekunden nach einem Kraftwerksausfall passiert

Im Wechselstromnetz müssen Erzeugung und Verbrauch jederzeit gleich groß sein. Fehlt plötzlich Leistung, decken die angeschlossenen Synchrongeneratoren die Differenz aus ihrer eigenen Rotationsenergie. Sie verlieren dabei Drehzahl, und mit ihr sinkt die Netzfrequenz unter 50 Hertz. Die Übertragungsnetzbetreiber nennen diese Reaktion in ihren Antworten zur Beschaffung von Momentanreserve inhärent. Sie folgt aus der Physik der rotierenden Massen, ohne Messung und Regler.

Wie schnell die Frequenz fällt, beschreibt der Frequenzgradient, international RoCoF (Rate of Change of Frequency) genannt. Je mehr Schwungmasse am Netz hängt, desto flacher verläuft der Abfall. Für die Trägheit einer einzelnen Maschine nutzen die Netzbetreiber die Anlaufzeitkonstante. Sie gibt an, wie lange ein Generator, gebremst mit seiner Nennleistung, von voller Drehzahl bis zum Stillstand bräuchte.

Aus der halben Anlaufzeitkonstante mal der Nennleistung ergibt sich die Momentanreserve einer Einheit, gemessen in Megawattsekunden. Die Bundesnetzagentur rechnet in ihrer Bewertung des Systemstabilitätsberichts 2025 ein Beispiel vor. Gaskraftwerke mit zusammen 20 Gigawatt und acht Sekunden Anlaufzeitkonstante stellen 80 Gigajoule bereit, solange alle gleichzeitig laufen. Die Menge wirkt klein, sie muss aber nur die Zeit bis zum Einsatz der Regelreserven überbrücken.

Wie sich Momentanreserve von der Primärregelleistung unterscheidet

Momentanreserve und Primärregelleistung arbeiten beide gegen Frequenzabweichungen, setzen aber zu verschiedenen Zeitpunkten an. Die Primärregelleistung, europäisch Frequency Containment Reserve (FCR) genannt, ist ein geregeltes Produkt. Kraftwerke und Speicher messen die Frequenz und passen ihre Leistung nach Kennlinie an. Laut dem Jahresbericht der europäischen Netzbetreibervereinigung ENTSO-E zur Frequenzregelung steht diese Reserve typischerweise nach 30 Sekunden bereit.

ENTSO-E hält im selben Bericht fest, dass erst die Trägheit der rotierenden Massen den Frequenzabfall so weit dämpft, dass die Primärregelung ihn auffangen kann. Die Übertragungsnetzbetreiber grenzen die Momentanreserve deshalb ausdrücklich von den Regelreserven ab. Ein Speicher für Primärregelleistung liefert damit noch keine Momentanreserve, etwa der seit 2019 laufende 22-Megawatt-Speicher in Brandenburg (mehr dazu: Cremzow: Großer Batteriespeicher unterstützt Frequenzstabilität).

Die Netzbetreiber in Kontinentaleuropa legen die Primärregelleistung auf den Ausfall von 3.000 Megawatt aus. Für diesen Fall reicht die vorhandene Momentanreserve im Verbund noch, so eine 2023 veröffentlichte Studie im Auftrag von Amprion. Gefährlicher ist eine Netzauftrennung, bei der Europa in Inseln zerfällt, wie im November 2006 und mit geringeren Folgen im Januar 2021.

Warum Deutschland mit dem Kohleausstieg Schwungmasse verliert

Wind- und Solaranlagen speisen im Regelfall über netzfolgende Wechselrichter ein. Diese Geräte messen die Netzspannung und folgen ihrem Takt, eine rotierende Masse koppeln sie nicht ans Netz. Mit dem Atomausstieg im April 2023 und jeder Stilllegung eines Kohleblocks verliert Deutschland Synchrongeneratoren und damit Trägheit. Schon 2023 lag der deutsche Beitrag zur Momentanreserve laut der Amprion-Studie deutlich unter dem Frankreichs, dessen Kernkraftwerke viel beisteuern.

Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Folgen im Begleitdokument Systemstabilität zum Netzentwicklungsplan 2037/2045 durchgerechnet. Bei hohem Nord-Süd-Transit und wenig Momentanreserve ergaben sich für eine Netzauftrennung wie 2006 im Nordosten Frequenzgradienten bis zu zehn Hertz pro Sekunde. Der Systemschutzplan mit Lastabwurf und Abregelung ist auf höchstens ein Hertz pro Sekunde ausgelegt (mehr dazu: Netzbetreiber fangen Großstörungen mit Reserven und Lastabwurf ab).

Für alle auslegungsrelevanten Netzauftrennungen beziffern sie den deutschen Bedarf auf rund 1.500 Gigawattsekunden negative und 980 Gigawattsekunden positive Momentanreserve. Zwei Drittel davon fallen in der nördlichen Landeshälfte an, wo Offshore-Wind große Überschüsse erzeugt. Die Bundesnetzagentur bestätigte 2025, dass ohne große Momentanreservebeiträge das Kriterium von einem Hertz pro Sekunde nicht einzuhalten ist.

Was die ENTSO-E-Experten zur Trägheit im iberischen Blackout herausfanden

Am 28.04.2025 fiel in Spanien und Portugal binnen Sekunden der Strom aus. Kritiker der Energiewende machten schnell die vielen Solaranlagen verantwortlich, denen die Schwungmasse fehle (mehr dazu: „Hellbrise“ ist eine seltsame Wortschöpfung von Energiewende-Gegnern). Das Expertengremium der ENTSO-E hat diese These in seinem Abschlussbericht vom März 2026 nachgerechnet.

Kurz vor dem Zusammenbruch lag die Trägheitskonstante des spanischen Systems laut den Gutachtern bei 2,17 bis 2,67 Sekunden. Dann simulierten sie den Störungsverlauf mit 20 Prozent mehr Trägheit. Der Synchronismus ging trotzdem verloren, nur geringfügig später. Mit mehr Masse tauschte die Halbinsel langsamer und etwas stärker Energie mit Europa aus, wodurch Überspannungsabschaltungen sogar früher einsetzten.

Weder ein perfekt ausgeführter Abwehrplan noch zusätzliche Trägheit hätten den Kollaps verhindert, schließen die Experten. Gegen die Schwingungen zwischen Netzregionen half Trägheit ebenfalls wenig. Selbst verdreifacht hob sie die Dämpfung nur auf rund drei Prozent (mehr dazu: Inter-area-Oszillationen als Ursache für den iberischen Blackout?).

Als Ursachen führen die Gutachter ein Zusammenspiel an: Schwingungen, Lücken in der Spannungs- und Blindleistungsregelung, schnelle Leistungsrückgänge und kaskadierende Abschaltungen. Erneuerbare Anlagen fuhren nach damaligen Regeln mit festem Leistungsfaktor und stützten die Spannung nicht. Mehrere konventionelle Kraftwerke erreichten ihren Blindleistungssollwert in weniger als 75 Prozent der stündlichen Messwerte.

Wechselrichter spielten durchaus eine Rolle. Die Experten beschreiben eine umrichtergetriebene Instabilität in einer der Schwingungen, und kleine Photovoltaikanlagen trennten sich bei Überspannung vom Netz. Mit fehlender Schwungmasse hat beides nichts zu tun, beides betrifft Regeln für Spannungshaltung und Schutzeinstellungen (mehr dazu: Iberischer Blackout: Bericht entlastet Solarenergie).

Wie sich Trägheit mit Leistungselektronik nachbilden lässt

Ein netzbildender Wechselrichter gibt Spannung und Frequenz selbst vor und imitiert damit das Verhalten eines Synchrongenerators. Kippt die Frequenz, reagiert er laut den Übertragungsnetzbetreibern binnen weniger Millisekunden mit Wirkleistung. Seine Anlaufzeitkonstante legt der Hersteller per Regelung fest, in den Grenzen von Batterie und Halbleitern.

Batteriespeicher eignen sich dafür besonders, weil sie Leistung in beide Richtungen liefern. Im rheinland-pfälzischen Föhren arbeitet seit 2025 ein 21-Megawatt-Speicher mit netzbildenden Wechselrichtern am Verteilnetz (mehr dazu: Batteriespeicher mit netzbildenden Wechselrichtern). Gut verteilte Großspeicher stabilisieren laut Bundesnetzagentur ähnlich wie netzbildende Windräder (mehr dazu: Spaniens Blackout zeigt: Batterien sind der Schlüssel).

Auch Windräder können netzbildend arbeiten. In den Simulationen zum Systemstabilitätsbericht 2025 stabilisierten schon zehn Prozent netzbildender Anlagen das Netz deutlich, weil die Reserve dann verteilt sitzt. Die dort angenommenen sieben Gigawatt netzbildender Windleistung bis 2030 hält die Bundesnetzagentur allerdings für unrealistisch.

Die Netzbetreiber bauen zusätzlich eigene Anlagen. Ein E-STATCOM, eine elektronische Blindleistungsanlage mit Kurzzeitspeicher, liefert nach der einheitlichen Auslegung der Übertragungsnetzbetreiber 375 Megawattsekunden. Ende 2025 nahm TenneT in Mehrum bei Hannover die erste solche Anlage mit Superkondensatoren in Betrieb. Ein Fachbeitrag von TenneT und Siemens Energy beschreibt ihren Betrieb (mehr dazu: STATCOM: Elektronische Schwungmasse für die Netzstabilität).

Rotierende Phasenschieber, auch Synchronkompensatoren genannt, sind Synchronmaschinen ohne Turbine, die Blindleistung und Trägheit liefern. Amprion betreibt im baden-württembergischen Hoheneck seit Juni 2024 einen rotierenden Phasenschieber mit zusätzlicher Schwungmasse. Allein mit eigenen Anlagen wird es teuer: Für die 80 Gigajoule des Gaskraftwerksbeispiels bräuchte es laut Bundesnetzagentur 43 E-STATCOM für rund 4,5 Milliarden Euro.

Wie die Übertragungsnetzbetreiber Momentanreserve einkaufen

Ende 2020 hatte die Bundesnetzagentur die Netzbetreiber von der Pflicht befreit, Momentanreserve marktgestützt zu beschaffen. Mit dem Beschluss BK6-23-010 vom 22. April 2025 hob die Beschlusskammer sechs diese Ausnahme auf und gab ein Beschaffungskonzept vor, befristet bis Ende 2031. Seit dem 22. Januar 2026 nehmen die Übertragungsnetzbetreiber laufend Angebote an, ohne feste Ausschreibungsrunden.

Die Behörde setzt auf Festpreise, weil Angebot und Nachfrage weit auseinanderliegen. Wer die technischen Anforderungen erfüllt, erhält den veröffentlichten Preis und sichert ihn für die gesamte Vertragslaufzeit von zwei bis zehn Jahren. Vergütet wird nur Momentanreserve, die über die künftig ohnehin vorgeschriebenen Anschlussregeln hinausgeht. Synchronmaschinen dürfen nur als Phasenschieber oder mit zusätzlicher Schwungmasse teilnehmen.

Ein Rechenbeispiel zeigt den Zielkonflikt für Batteriespeicher. Nach der Formel der Netzbetreiber muss eine Einheit, die ihr volles Potenzial anbietet, das 0,04-Fache ihrer Anlaufzeitkonstante als Anteil der Nennleistung freihalten. Bei angenommenen zehn Sekunden wären das 40 Prozent der Leistung. Ein 100-Megawatt-Speicher brächte dann 500 Megawattsekunden ein, im Premiumprodukt also bis zu rund 444.000 Euro im Jahr.

Wie viel Momentanreserve unter Vertrag steht, wollen die Netzbetreiber laut ihrer Informationsseite zur Beschaffung erstmals im ersten Quartal 2027 veröffentlichen (Stand Oktober 2026). Die Kosten dürfen sie seit einer Festlegung der Bundesnetzagentur vom August 2025 über die Netzentgelte refinanzieren. Mit jedem netzbildenden Speicher wandert so eine Aufgabe, die früher Turbinen nebenbei erledigten, in die Leistungselektronik.

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