Netzbildende Speicher: Warum ab 2026 Momentanreserve ausgeschrieben wird

Ab 22. Januar 2026: Vier Netzbetreiber beschaffen Momentanreserve

Seit dem 22. Januar 2026 beschaffen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – Amprion, 50Hertz, TenneT und TransnetBW – erstmals Momentanreserve über den Markt. Bis dahin lieferten vor allem die rotierenden Massen konventioneller Kraftwerke diese Systemdienstleistung nahezu unentgeltlich als physikalisches Nebenprodukt. Mit dem Kohle- und Kernkraftausstieg fällt dieser Beitrag weg, und die Netzbetreiber müssen die Trägheit gezielt einkaufen. Den regulatorischen Rahmen dafür hat die Bundesnetzagentur im Jahr 2025 gesetzt.

Anders als bei den etablierten Regelleistungsausschreibungen handelt es sich nicht um klassische Auktionen mit festen Gebotsterminen. Vorgesehen ist ein Festpreis, der über eine feste Vertragslaufzeit von zwei bis zehn Jahren gilt. Anbieter mit gültigem Rahmenvertrag können ihre Leistung laufend anbieten; die Vergütung richtet sich allein nach der Verfügbarkeit, der Beschaffungsregion und dem gewählten Produkt.

Ausgeschrieben werden vier Produkte: ein Basis- und ein Premiumprodukt, jeweils in positiver und negativer Richtung. Das Basisprodukt verlangt mindestens 30 Prozent Verfügbarkeit, das Premiumprodukt 90 Prozent. Die bis 2030 benötigten Mengen sind erheblich – allein TenneT nennt rund 140 Gigawattsekunden positive und knapp 260 Gigawattsekunden negative Momentanreserve, 50Hertz etwa 100 beziehungsweise 232 Gigawattsekunden. Als anbieterübergreifender Energieberater ordnet MySmartEnergy diese Zahlen für Sie ein, ohne selbst Anlagen zu bauen, zu kaufen oder zu handeln.

Millisekunden vor FCR: Warum Trägheit ein eigener Erlöskanal ist

Momentanreserve – oft auch Trägheit oder Inertia genannt – ist keine schnell abrufbare Leistung, sondern eine physikalische Eigenschaft. Sie wird in Megawattsekunden gemessen und beschreibt, wie stark ein System einer plötzlichen Frequenzänderung entgegenwirkt. Fällt ein großer Erzeuger aus, bestimmt die Trägheit, wie schnell die Frequenz einbricht – die sogenannte Frequenzänderungsgeschwindigkeit oder RoCoF.

Genau hier liegt der Unterschied zu den bekannten Regelleistungen. Primärregelleistung (FCR) und automatische Sekundärregelung (aFRR) greifen erst nach Sekunden ein. Die Trägheit wirkt davor: Sie dämpft den ersten, steilsten Teil des Frequenzabfalls und verschafft den nachgelagerten Diensten überhaupt erst die Zeit, aktiv zu werden. Ohne ausreichende Trägheit droht die Frequenz so schnell zu sinken, dass Schutzeinrichtungen auslösen, bevor FCR wirken kann. Konkret überbrückt Momentanreserve das Zeitfenster von wenigen Millisekunden bis rund 30 Sekunden, bevor die Primärregelleistung vollständig greift.

Netzbildende Umrichter können diese Reaktion in etwa einer Millisekunde nachbilden – praktisch verzögerungsfrei und ohne Brennstoffeinsatz. Damit entsteht für Batteriegroßspeicher ein eigener Erlöskanal, der neben den bestehenden FCR- und aFRR-Erlösen steht und sich mit ihnen kombinieren lässt. Für Betreiber bedeutet das: Dieselbe Anlage kann mehrere Systemdienstleistungen parallel vermarkten, sofern die Technik es zulässt. Momentanreserve erschließt damit einen Markt jenseits der klassischen Regelleistung.

Fünf Prozent Mehrkosten: Warum die Umrichterwahl heute entscheidet

Ob ein Speicher überhaupt am Momentanreservemarkt teilnehmen kann, entscheidet sich am Umrichter. Netzfolgende (grid-following) Wechselrichter synchronisieren sich auf eine bereits vorhandene Netzspannung und speisen ihren Strom danach ein. Sie können keine Trägheit bereitstellen, weil sie das Netz als Taktgeber brauchen und ihm nicht selbst einen stabilen Bezugspunkt geben.

Netzbildende (grid-forming) Umrichter arbeiten umgekehrt: Sie prägen selbst eine Spannung mit fester Frequenz und Phase auf und verhalten sich damit ähnlich wie eine rotierende Synchronmaschine. Sie speisen bei einem Frequenzeinbruch sofort zusätzliche Leistung ein oder nehmen bei einem Überschuss Leistung auf – und puffern Frequenzänderungen fast genauso wie ein klassisches Kraftwerk, nur ohne Brennstoff.

Dieser Unterschied ist kaufentscheidend. Laut Marktanalysen verursachen netzbildende Umrichter bis zu fünf Prozent höhere Investitionskosten als netzfolgende Geräte. Das klingt wenig, wird aber zur Weichenstellung: Die netzbildende Betriebsart lässt sich nicht beliebig nachrüsten, sondern muss von Hardware, Regelung und Zertifizierung her von Anfang an mitgedacht werden. Wer heute einen Speicher plant und den Umrichter allein nach dem Anschaffungspreis auswählt, verzichtet unter Umständen über die gesamte Laufzeit auf einen zusätzlichen Erlöskanal. Die Umrichterwahl im Planungsstadium entscheidet damit über die spätere Erlösfähigkeit der Anlage.

Von 76 bis 888,50 Euro: Was das Festpreis-Produkt einbringt

Für die erste Festpreisperiode vom 22. Januar 2026 bis zum 21. Januar 2028 gelten je nach Produkt und Richtung Festpreise zwischen 76 und 888,50 Euro pro Megawattsekunde und Jahr. Aus diesen Werten lässt sich der konkrete Ertrag einer Anlage ableiten.

Für das Premiumprodukt mit 90 Prozent Verfügbarkeit ergibt sich nach den veröffentlichten Werten ein jährlicher Zusatzerlös von rund 20.125 bis 22.213 Euro je Megawatt freier Umrichterleistung. Das Basisprodukt mit mindestens 30 Prozent Verfügbarkeit liegt deutlich niedriger, bei etwa 1.900 bis 2.738 Euro pro Megawatt und Jahr. Marktanalysten wie Modo Energy beziffern die realistische Spanne über die Verfügbarkeitsstufen hinweg auf etwa 8.000 bis 17.000 Euro pro Megawatt und Jahr. Rechnet man die Überlastfähigkeit des Umrichters hinzu, nennen Analysen ein Gesamtpotenzial von bis zu rund 26.000 Euro je Megawatt und Jahr.

Bemerkenswert ist der geringe Energieeinsatz. Weil Momentanreserve nur den ersten Sekundenbruchteil einer Störung abfedert, muss der Speicher kaum Energie vorhalten: Für 100 Megawatt und eine Anlaufzeit von 25 Sekunden genügen rund 35 Kilowattstunden – ein verschwindend kleiner Teil der Batteriekapazität. Die Erlöse fallen also weitgehend zusätzlich zu anderen Vermarktungswegen an, solange freie Umrichterleistung bereitsteht. Genau diese Mehrfachnutzung macht das Produkt für Betreiber attraktiv, verlangt aber eine saubere Auslegung von Umrichter und Betriebsführung.

30 GW bis 2027: Zertifizierung und Ausblick für Ihren Speicher

Der Bedarf wächst rasch. Analysen zufolge entspricht der deutsche Trägheitsbedarf bis 2027 einer Batterieleistung von rund 30 Gigawatt, bis 2037 sind es etwa 72 Gigawatt. Für Speicherbetreiber ist Momentanreserve damit kein Nischenprodukt, sondern ein über Jahre wachsender Markt. Wie gut dieser Bedarf gedeckt wird, machen die Übertragungsnetzbetreiber künftig transparent: Erstmals im ersten Quartal 2027 veröffentlichen sie die kontrahierte Momentanreserve samt Beschaffungskosten.

Voraussetzung für die Teilnahme ist der technische Nachweis der netzbildenden Eigenschaften. Maßgeblich ist der VDE-FNN-Hinweis „Netzbildende Eigenschaften“, der in seiner überarbeiteten Fassung 2.1 den gesamten Netzanschlussprozess und die Anlagenzertifizierung abdeckt. Die Zertifizierung erfolgt über ein Einheitenzertifikat nach den technischen Regeln VDE-AR-N 4120 und VDE-AR-N 4130 für den Anschluss an das Hoch- und Höchstspannungsnetz. Das erste Einheitenzertifikat für einen netzbildenden Batterie-Wechselrichter mit Momentanreserve wurde bereits im September 2025 erteilt.

Parallel verschiebt sich die Diskussion in die Verteilnetze. Das Fraunhofer IEE plädiert in einem Positionspapier von Februar 2026 für eine „Grid-Forming Readiness“: Große Batteriespeicher im Mittelspannungsnetz sollen so ausgelegt werden, dass sie netzbildend betrieben werden können, ohne dies heute schon zu müssen. Für Ihre Investitionsentscheidung heißt das: Wer einen Speicher plant, sollte die netzbildende Fähigkeit und die passende Zertifizierung frühzeitig einplanen – auch wenn der Momentanreservemarkt erst der Anfang eines breiteren Marktes für Trägheitsdienste ist.