Seit Donnerstag (22. Januar) wird in Deutschland Momentanreserve marktlich beschafft. Dabei handelt es sich um eine Systemdienstleistung, die ohne Verzögerung dazu beiträgt, Leistungsungleichgewichte im Stromnetz auszugleichen, um so die Frequenz im Netz stabil zu halten. Konkret betrifft dies das Zeitfenster von wenigen Millisekunden bis 30 Sekunden, bevor die Primärregelleistung greift. Bisher wurde diese Dienstleistung von Gas- und Kohlekraftwerken erbracht, die sie aufgrund ihrer rotierenden Massen baulich inhärent und kostenlos zur Verfügung stellen konnten. Da Kohlekraftwerke perspektivisch komplett und Gaskraftwerke zumindest zeitweise stillstehen sollen, müssen künftig andere Marktteilnehmer diese Funktion übernehmen.
Statt einer baulich inhärenten Bereitstellung setzt das neue Modell auf eine marktgestützte Beschaffung, an der sich auch umrichterbasierte Anlagen beteiligen können. Damit öffnet sich das Feld erstmals für Batteriespeicher. Der folgende Überblick zeigt, wie der Markt für Momentanreserve funktioniert und wie attraktiv eine Teilnahme aus heutiger Sicht sein kann.
Produkt- und Marktdesign
Für Momentanreserve sind insgesamt vier Produkte vorgesehen: ein Basis- und ein Premiumprodukt, jeweils in positiver und negativer Ausprägung. Der zentrale Unterschied zwischen Basis- und Premiumprodukt liegt in der geforderten Verfügbarkeit. Beim Basisprodukt müssen Systeme über den Abrechnungszeitraum hinweg in mindestens 30 Prozent der Zeit Momentanreserve erbringen können. Beim Premiumprodukt sind 90 Prozent Verfügbarkeit erforderlich. Bei Übererfüllung steigt die Vergütung inkrementell auf die entsprechend höheren Werte.
Die Ermittlung der Verfügbarkeit erfolgt auf Basis aller Viertelstunden eines Abrechnungszeitraums, der in der Regel einem Kalenderjahr entspricht. Die Bewertung erfolgt anhand viertelstündlicher Messwerte auf Einheitenebene. Liegt die durchschnittliche Wirkleistung einer umrichterbasierten Einheit in einer Viertelstunde bei negativer Momentanreserve oberhalb des berechneten Grenzwerts oder bei positiver Momentanreserve unterhalb des Grenzwerts, gilt die Einheit in dieser Viertelstunde als verfügbar.
Bei Speichern wird die Verfügbarkeit zusätzlich anhand einer im Mustervertrag des beschaffenden Übertragungsnetzbetreibers definierten Formel zur Energievorhaltung bestimmt. Geplant ist ein Festpreis, der über eine feste Vertragslaufzeit von zwei bis zehn Jahren gilt.
Die Preise für diese Produkte wurden von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern im Dezember festgelegt. Für das Premiumprodukt liegt die festgelegte Vergütung zwischen 805 und 888,50 Euro pro Megawattsekunde und Jahr. Für das Basisprodukt sind 76 bis 109,50 Euro pro Megawattsekunde und Jahr vorgesehen. Die jeweils höheren Werte werden erreicht, wenn die Mindestanforderungen an die Verfügbarkeit übererfüllt werden.
Die Erlöspotenziale lassen sich anhand der Berechnungsformel für die kontrahierungsfähige Momentanreserve nachvollziehen. Bei einer angenommenen Überlastfähigkeit von 100 Prozent der Nennleistung in positiver und negativer Richtung, einer Aktivierungszeit von 25 Sekunden und einer Leistung von einem Megawatt ergibt sich eine kontrahierungsfähige Menge von 25 Megawattsekunden. Bei einer Verfügbarkeit von 90 Prozent im Premiumprodukt und einem Preis von 805 Euro pro Megawattsekunde und Jahr resultiert daraus ein Jahreserlös von rund 20.125 Euro pro Megawatt.
Energie- und Leistungsvorhaltung
Die erforderliche Energievorhaltung hängt von der kontrahierten Menge an Momentanreserve ab. Ferner gelten Speicher nur dann als verfügbar, wenn sie während der gesamten Viertelstunde mit dem Netz synchronisiert sind.
Für Energiespeicher muss sichergestellt sein, dass ausreichend Energie ein- beziehungsweise ausgespeichert werden kann, um Momentanreserve konzeptgemäß zu erbringen. Aufgrund der sehr kurzen Zeitdauer ist die benötigte Energiemenge jedoch gering. Bei einer maximalen Anlaufzeitkonstante von 25 Sekunden und einem Trägheitsparameter m = 1 beträgt die notwendige Energievorhaltung für einen Speicher mit 100 Megawatt Leistung und 100 Megawattstunden Kapazität lediglich rund 35 Kilowattstunden.
Die Leistungsvorhaltung leitet sich aus dieser Gleichung ab: EMom = 0,5 ∗ 𝑚 ∗ T𝐴 ∗ P𝑟E1
Bei m = 1 und einer Anlaufzeitkonstante TA = 25 Sekunden ergibt sich eine relative Leistungsvorhaltung von 100 Prozent der Nennleistung. Die Größen für die maximal und minimal dynamisch verfügbare Leistung berücksichtigen dabei auch mögliche Überlastfähigkeiten. Diese werden – sofern relevant – im Zertifikat ausgewiesen. Derzeit sind jedoch nur wenige Wechselrichter in entsprechendem Umfang überlastfähig. Legt man m = 0,3 fest, ergibt sich eine Leistungsvorhaltung von 30 Prozent der Nennleistung, wofür es bereits Systeme gibt und was je nach Auslegung des Systems auch ohne Konflikte mit anderen Erlöspfaden realisierbar sein könnte. Dazu unten mehr.
Beschaffungsregionen und Bedarfe
In der ersten Festpreisperiode entsprechen die Beschaffungsregionen den Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber. Hintergrund ist, dass initial in allen Regionen Deutschlands relevante Momentanreservebedarfe bestehen. Langfristig planen die Übertragungsnetzbetreiber, die Beschaffungsregionen abhängig von den jeweiligen Residualbedarfen anzupassen.
Die Bedarfe bis 2030 stammen aus dem Systemstabilitätsbericht 2025. Aggregiert je Regelzone ergeben sich folgende Werte:
Amprion: 53,8 Gigawattsekunden positiv und 55,8 Gigawattsekunden negativ.
50 Hertz: 100,4 Gigawattsekunden positiv und 231,6 Gigawattsekunden negativ.
Tennet: 140 Gigawattsekunden positiv und 259,9 Gigawattsekunden negativ.
Transnet BW: 19,8 Gigawattsekunden positiv und 14,6 Gigawattsekunden negativ.
Einmal jährlich, erstmals im ersten Quartal 2027, veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber die kontrahierte Momentanreserve und berichten damit über den Stand der Bedarfsdeckung und die Beschaffungskosten.
Vergütung und Abrufmechanismus
Die Vergütung von Momentanreserve bezieht sich ausschließlich auf die Verfügbarkeit, nicht auf die tatsächliche Erbringung. Das Marktdesign unterscheidet sich damit grundlegend von klassischen Regelenergiemärkten. Alle präqualifizierten Anlagen werden in einen Pool möglicher Bereitsteller aufgenommen und zu administrativ festgelegten Preisen kontrahiert.
Die tatsächliche Bereitstellung kann auch gar nicht selektiv erfolgen, da die Systemfrequenz über den Einsatz bestimmt. Frequenzabweichungen wirken nun mal systemweit, sodass alle netzbildenden Anlagen gleichzeitig reagieren und anteilig Momentanreserve bereitstellen.
Der Netzanschluss für die Teilnahme darf in der Höchst-, Hoch- oder Mittelspannungsebene liegen. Mit Zustimmung des zuständigen Netzbetreibers ist auch eine Kontrahierung auf Niederspannungsebene möglich.
Angebote können ab dem Zeitpunkt der Bekanntmachung durch die Übertragungsnetzbetreiber – spätestens ab dem 22. Januar 2026 – kontinuierlich abgegeben werden, sofern ein gültiger Rahmenvertrag vorliegt. Statt klassischer Ausschreibungen mit festen Fristen gelten Festpreisperioden. Innerhalb einer Periode bleibt der Preis konstant; bei Beginn einer neuen Periode kann er für neue Angebote angepasst werden. Ein einmal gesicherter Festpreis gilt jedoch über die gesamte Vertragslaufzeit.
Wirtschaftliche Einordnung aus Modellsicht
Ob dieser Markt jetzt spannend für Batteriespeicher wird, lässt sich nicht ganz einfach vorhersagen. Analysen von Aurora Energy Research zeigen, dass die Bereitstellung von Momentanreserve die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern moderat verbessern kann. In einem Modell für einen Zwei-Stunden-Speicher mit Inbetriebnahme 2029 steigt der interne Zinsfuß durch Momentanreserve um bis zu 0,9 Prozentpunkte. In Kombination mit einer Cross-Market-Optimierung kann die Integration von Basis- und Premium-Momentanreserve den Nettobarwert eines Batteriespeicherprojekts um rund 14 Prozent erhöhen. Der wirtschaftliche Sweetspot liegt dabei im Premiumprodukt, bei einem begrenzten Anteil der Batterie und ohne Einschränkung anderer Vermarktungswege.
Das größte Risiko liegt weniger im Produkt selbst als in den regulatorischen Rahmenbedingungen. Mit Blick auf den Agnes-Prozess zeigt sich, dass Netzentgeltesystematiken einen deutlich stärkeren Einfluss auf die potenzielle Wirtschaftlichkeit von Momentanreserve aus Batteriespeichern haben. Energiebasierte Netzentgelte reduzieren den internen Zinsfuß um rund 4,6 Prozentpunkte, heißt es in der Analyse, kapazitätsbasierte Netzentgelte, wie sie etwa in den Niederlanden diskutiert werden, sogar um rund 13 Prozentpunkte und würden den Business Case nahezu zunichte machen.
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