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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Guten Tag, können Sie im Rahmen Ihrer Recherche der Frage nachgehen, wie sich eine Dachbegrünung der Großspeicher auswirkt. Für die Umwelt sehe ich nur positive Merkmale. Gibt es positive Aspekte auf den Wirkungsgrad, da sich weniger Wärme bildet?
Das dürfte für Windparks eine interessante Entwicklung sein. Diese haben genug rotierende Masse mit kinetischer Energie, welche nicht selten die von Gaskraftwerken bei weitem (Größenordnungen) übersteigt.
Die zeitliche Verfügbarkeit wird im Vergleich zu Batteriespeichern ein Hindernis sein.
Bei Windparks in Kombination mit Batterie wird es sicher eine künftige Anwendung sein.
Aus Netzbelastungssicht sollten möglichst viele Standorte Momentanreserve bereit stellen.
Evtl. als Pflicht ab einer bestimmten Leistung eines Netzanschlusspunkts anstelle einer zusätzlichen Vergütung.
Dies könnte als weitere Netzanschlussbedingung vorgerschrieben werden.
Was wollen die denn damit stabil halten? Wir brauchen zuverlässige 50 Hz Generatoren. Außerdem geht der Strom der WEA nicht direkt ins Netz
@Engelbert: die rotierende Energie ist proportional zu 1/2*n^2*J, mit n Drehzahl bzw Winkelgeschindigkeit und J Massenträgheitsmoment.
Bei einem, wie Sie schreiben 50Hz Generator, ist nach Entnahme von Rotationsenergie schnell die Drehzahl reduziert, somit Frequenz zu niedrig. Während der AC/DC/AC Wechselrichter einer WKA auch bei abfallender Rotordrehzahl immer 50,0Hz ausgeben kann. Auch J dürfte im Verhältnis zur Nennleistung nicht schlechter sein. Zudem dürfte auch Scheinleistung durch den DC-Zwischenkreis bereitgestellt werden können.
Aber vielleicht haben Sie gegenteilige Belege ihrer Aussage?
Jörg Eberl schrieb:
„Die zeitliche Verfügbarkeit wird im Vergleich zu Batteriespeichern ein Hindernis sein.“
Schau mal genauer hin. Solange Windturbine und Inverter nicht auf 100% laufen, können Propeller und Generator erhebliche Mengen kurzfristig mobilisieren.
Artikel:
„Konkret betrifft dies das Zeitfenster von wenigen Millisekunden bis 30 Sekunden“
Rechne einmal durch, was eine einzige Windturbine mit 50-85m Blättern an Inertia vorhält. Grob überschlagen zwischen 10 und 50MWs für 2-6MW Turbinen.
Engelbert Montagne meinte, dass man 50Hz braucht. Er liegt da gar nicht weit daneben, nur macht das bei einer Windturbine der Inverter von ganz alleine und weitgehend unabhängig von der Drehzahl (AC-DC-AC). Die Spannungsanhebung entlastet Synchrongeneratoren, welche daraufhin schneller rotieren, die Netzfrequenz steigt.
Im Gegensatz zu einer Synchronmaschine, welche bei Drehzahl anstieg oder -abfall aus dem Netz muss, kann die Windturbine ein sehr weites Drehzahlband nutzen.
Bei Schwachwind kann die Drehzahlanhebung zur Erreichung des Effizienzmaximums eventuell schwieriger werden. Allerdings sind heutzutage Windparks sehr oft abgeregelt und es ist mehr als genug Reserve da.
Ein Synchrongenerator im 600-1000MW Bereich hat zwar inklusive Turbine eine deutlich höhere Menge an gespeicherter Energie, aber diese ist nicht sinnvoll nutzbar, da die Rotationsgeschwindigkeit nur +-10% schwanken darf. Es ist also im Schnitt nur 10% nutzbar, aus nominaler Frequenz. Meist ist aber Bedarfsfall, wenn die Netzfrequenz schon abgesackt ist. 10% ist mehr als optimistisch.
Ein 90t Generator hat heftige ~2200MWs bei 50Hz. Bei 47,5Hz sind es noch ca. 2000MWs. Die nutzbare Menge ist also in der Regel weniger als 200MWs. Unterhalb von 47.5 wird er aus dem Netz geworfen. Wenn ich von 49Hz ausgehe, dann sind nur noch 120MWs verfügbar. Ich kann auch nicht davon ausgehen, dass ich in 30 Sekunden die Netzfrequenz von 47,5 auf 50Hz anhebe, wahrscheinlicher ist 0,5Hz (44MWs) und weniger.
Da braucht es erstaunlich wenige Windturbinen um mitzuhalten. Wenn ich 10% Drehzahländerung annehme, dann sind das 5-10MWs für eine 6MW Turbine. Die 10% kann ich quasi immer abrufen, da Mechanik, Elektrik und Aerodynamik das zulassen. Ich muss die Windturbine nicht aus dem Netz werfen.
@Dirk Schiller
Mit zeitlicher Verfügbarkeit meinte ich die Stillstandszeiten einer WKA.
Der Artikel beleuchtet spannend die wirtschaftlichen Potenziale von Batteriespeichern im neuen Momentanreserve-Markt und zeigt, wie Vermarktungsstrategien den Nettobarwert um bis zu 14 % steigern können. Allerdings bleibt die Betrachtung zu sehr auf den reinen Business Case fokussiert und blendet systemische Realitäten aus.
Kohle- und Gaskraftwerke stellen heute nicht nur „kostenlos“ Inertia und Momentanreserve bereit – viele laufen genau aus Netzstabilitätsgründen weiter, auch wenn sie wirtschaftlich unter Druck stehen. Ein vollständiger Rückzug ohne adäquate Ersatzsysteme ist illusorisch; Batteriespeicher sind hier keine bloße Option, sondern zwingend notwendig.
Die Frage ist daher nicht, ob der Markt für „regulatorische“ Speicher „spannend“ wird, sondern wie wir das Netz stabil halten, wenn fossile Inertia wegfällt. Der AGNES-Prozess und drohende kapazitätsbasierte Netzentgelte (bis zu -13 %-Punkte beim IRR) machen den Business Case tatsächlich riskant – aber genau hier braucht es intelligente Regulierung.
China zeigt einen besseren Weg: Gewinnorientierte Speicher werden nur zugelassen, wenn ein signifikanter Anteil der Kapazität dediziert für Netzstabilisierung bereitsteht. Wer am Markt verdienen will, muss auch zur Systemverantwortung beitragen – statt die Kosten allein auf Verbraucher über höhere Netzentgelte abzuwälzen.
Fazit: Gute Vermarktung hilft, aber ohne verpflichtende Netzdienlichkeit und faire Lastenverteilung bleibt die Energiewende einseitig. Der Artikel hätte diese ganzheitliche Perspektive stärker einbeziehen sollen. Dem einen den Reibach und den anderen die Rechnung führt gegen die Mauer am Ende der Sackgasse!
Diesem Artikel nach zu urteilen sieht es so aus, als könne quasi jeder Batteriespeicher am Momentanreservemarkt teilnehmen. Dem ist aber nicht so, die technischen Voraussetzungen dafür sind gegenüber dem „Normalbetrieb“ sehr herausfordernd und müssen separat nachgewiesen werden. Die Batteriewechselrichter müssen Netzbildende Regeleigenschaften aufweisen, was die wenigsten können.
– Interessante Übersichtsseite über den Markt: https://www.netztransparenz.de/de-de/Systemdienstleistungen/Frequenzhaltung/Marktgest%C3%BCtzte-Beschaffung-von-Momentanreserve
– Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve: https://www.vde.com/resource/blob/2449052/c8ce370b91478bd39f69cab440399f67/vde-fnn-hinweis-netzbildende-eigenschaftenv2-1-data.pdf
Michael Oberhofer, danke für den Link! Gleich am Anfang kommt aber ein Punkt, der mich einer Frage zurück lässt: „Momentanreserve ist eine inhärente Reaktion auf ein Wirkleistungsungleichgewicht, um eine, ggf. auch nur lokale, Verletzung von Grenzwerten der Frequenzhaltung,[..]“. Wissen Sie, wie eine _lokale_ Veränderung der Frequenz sein kann? Das gesamt Netz hängt doch zusammen, Frequenzabweichungen müssen sich nach meinem Verständnis netzweit manifestieren..?
@Heiko Schultz: Die Netzfrequenz ist zwar im Mittelwert im Netzverbund gleich, schwankt aber bei kurzzeitiger Betrachtung (<1s) lokal merkbar, da die Ausgleichsvorgänge im Netz nicht unmittelbar stattfinden. Und darum ist es auch wichtig, die Momentanreserve lokal zu verteilen, damit das Leistungsungleichgewicht schnell vor Ort ausgeglichen werden kann. Sie können das an an diesem Beispiel sehr gut sehen. Da sehen Sie die Frequenzmessung an verschiedenen Stellen in Europa und sehen auch unterschiede zwischen Messstellen in Deutschland:
http://daqopen.com/wp-content/uploads/2026/01/Screenshot-2026-01-26-094827.png
Heiko Schultz fragte:
„Wissen Sie, wie eine _lokale_ Veränderung der Frequenz sein kann?“
Wie schon Michael Oberhofer schrieb:
„Die Netzfrequenz ist zwar im Mittelwert im Netzverbund gleich, schwankt aber bei kurzzeitiger Betrachtung (<1s) lokal merkbar, da die Ausgleichsvorgänge im Netz nicht unmittelbar stattfinden."
Das wird allerdings normalerweise dann nicht als Frequenzverschiebung, sondern als Phasenverschiebung bezeichnet. Die lokale Frequenz ist immer noch gleich, die Phasenlage allerdings ist gegenüber dem Mittelwert verschoben. Das wirkt dann (Synchronisation) auf den Mittelwert. Aber prinzipiell bedarf es einer kurzfristigen Frequenzverschiebung um die Phase zu verschieben.
Wobei auch das ein wenig matschig ist, denn Phasenverschiebung kann sich auf den zeitlichen Unterschied Spannung/Strom oder aber auch auf Spannungspotentiale beziehen. Denn letztere sind der Grund für den zeitlichen Unterschied von Spannungs- und Stromlage. Letztendlich ist es irrelevant, ob die lokale und temporäre Spannungsverschiebung aus einer induktiven/kapazitiven Primär- oder Sekundärquelle stammt.
Bei eine Betrachtung der Momentanwerte wird nämlich ohnehin auf die entsprechenden Quellen aufgelöst. Dann wird eben die eingespeiste Feldenergie zur eigenen Spannungsquelle und ein entsprechender Strom fließt.
( Welchen Einfluss haben die unterschiedlichen Transformatorentypen (der Spannungsebenen) und Umspannungswerke für die zeitliche Verzögerung des Ausgleichs der Netzfrequenz (über Europa verteilt, Bahnstromeinfluss (lokal?, 16.7Hz), Stunden-/Tagestakt-Schaltleistungen, Börsenpreiseinfluss (günstige bis neg. Strompreise))?
Gibt es dazu Studien, im Rahmen des Umbaus/Ausbaus der Netzstrukturen mit der ‚Energiewende‘? )