Momentanreserve und Trägheit im Stromsystem

Kurzantwort

Momentanreserve ist die unverzögerte Reaktion des Stromsystems auf ein Wirkleistungsungleichgewicht. Sie entsteht in den rotierenden Massen von Synchronmaschinen, und auch netzbildende Umrichter mit synthetischer Schwungmasse liefern sie. Fällt die Frequenz, geben diese Massen gespeicherte Bewegungsenergie ab, ohne Abruf durch den Übertragungsnetzbetreiber. So begrenzt die Trägheit den Frequenzgradienten. Weil der Anteil rotierender Erzeugung sinkt, beschaffen die Übertragungsnetzbetreiber Momentanreserve seit Januar 2026 marktgestützt.

Einordnung: die erste Stufe der Frequenzhaltung

Die Netzfrequenz beschreibt das Gleichgewicht im gesamten Verbundnetz. Einspeisung und Entnahme halten sich in nahezu jedem Moment die Waage. Jede Abweichung zeigt sich als Frequenzänderung um den Sollwert von 50 Hz. Die Frequenzhaltung arbeitet deshalb in mehreren Stufen.

Die Momentanreserve ist die erste und schnellste Stufe. Sie gehört zu den nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nach § 12h EnWG. Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 nennt ausdrücklich die „Trägheit der lokalen Netzstabilität“. Derselbe Absatz verpflichtet die Betreiber von Übertragungs- und Verteilernetzen, diese Leistung transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt zu beschaffen. Für Verteilernetzbetreiber gilt das nach Absatz 2 nur für den eigenen Bedarf und im Einvernehmen mit den Übertragungsnetzbetreibern. Absatz 5 Satz 2 verlangt, Erneuerbare, dezentrale Erzeugung, Laststeuerung, Speicher und Aggregatoren zu beteiligen.

Physik: rotierende Massen, Trägheitskonstante und RoCoF

Jede Synchronmaschine speichert Bewegungsenergie in ihrer rotierenden Masse. Die Trägheitskonstante H setzt diese Energie ins Verhältnis zur Nennscheinleistung S: H = E_kin / S, Einheit Sekunde. Nach ENTSO-E, Inertia and RoCoF, Kap. 5.2.3.1, Tabelle 1 gelten für Kontinentaleuropa diese Werte:

• Kernkraftwerke 5,9 s
• Stein- und Gaskraftwerke 4,2 s
• Braunkohlekraftwerke 3,8 s
• Laufwasserkraftwerke 2,7 s
• Wind- und Photovoltaikanlagen 0,0 s

Der letzte Punkt erklärt das Thema. Umrichtergekoppelte Erzeugung speist über Leistungselektronik ein und bringt keine Schwungmasse mit.

Der zweite Kennwert ist die Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz (RoCoF, Rate of Change of Frequency). Unmittelbar nach einem Erzeugungsausfall gilt nach ENTSO-E, Kap. 3.2, Gleichung 3.16:

RoCoF = ( ΔP_imbalance / P_LOAD ) · f0 / ( 2 · H )

Darin steht ΔP_imbalance für das Wirkleistungsungleichgewicht in MW, P_LOAD für die Systemlast in MW, f0 für 50 Hz und H für die Trägheitskonstante in Sekunden. Die Anlaufzeitkonstante T_A beträgt definitionsgemäß das Doppelte von H (ENTSO-E, Kap. 3.1, Gleichung 3.10).

Rechenbeispiel: 3 GW Ausfall bei unterschiedlicher Trägheit

Das vereinfachte Beispiel nutzt die Gleichung von oben und die Szenariowerte aus ENTSO-E, Tabelle 2. Die Bemessungsstörung für die Primärregelung in Kontinentaleuropa ist ein Ausfall von 3 GW (Kap. 6.1.3). Bei 435 GW Last und einer Anlaufzeitkonstante von 7 s ergibt sich:

RoCoF = ( 3000 MW / 435000 MW ) · 50 Hz / 7 s ≈ 0,05 Hz/s

Steigt der Anteil umrichtergekoppelter Erzeugung, sinkt die Anlaufzeitkonstante. Im High-RES-Szenario für 2030 setzt ENTSO-E 3 s an. Dieselbe Störung ergibt dann bei 450 GW Last etwa 0,11 Hz/s; die Simulation im Bericht zeigt rund 0,1 Hz/s. Die Trägheit bestimmt also, wie steil die Frequenz in den ersten Sekunden fällt. Den Endwert bestimmen die Regelleistungen.

Ohne Abruf: der Unterschied zur Regelenergie

Nach dem Beschaffungskonzept ist Momentanreserve „die inhärente Reaktion auf ein Wirkleistungsungleichgewicht“, die „unverzögert auf kurzzeitige Änderungen des Spannungswinkels“ reagiert (netztransparenz.de, Abschnitt „Was ist Momentanreserve?“). Es gibt keinen Abruf, kein Signal und keine Regelkreisfreigabe. Die Maschine reagiert, weil sie physikalisch mit dem Netz verbunden ist.

Die FCR arbeitet anders. Sie wird über die Frequenzmessung angesteuert und über eine Kennlinie aktiviert, vollständig in etwa 30 Sekunden. Diese Messkette kostet Zeit. Für Unterfrequenz-Lastabwurfrelais rechnet ENTSO-E mit rund 120 ms für Messung und Auslösung plus etwa 70 ms für den Leistungsschalter (ENTSO-E, Kap. 10). In dieser Zeit muss die Trägheit die Frequenz halten.

Zeitskalen der Frequenzhaltung

Rollen und Verantwortlichkeiten

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber beschaffen Momentanreserve eigenständig für ihre Regelzone und können dafür mehrere Beschaffungsregionen bilden. Für den Störungsfall tragen sie die Systemverantwortung nach § 13 EnWG. Absatz 4 beschreibt die Gefährdung als Fall, in dem die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität nicht gesichert ist.

Die Bundesnetzagentur legt Spezifikationen und technische Anforderungen fest. Das Verfahren BK6-23-010 endete am 22. April 2025 (Verfahrensseite der Bundesnetzagentur). Der VDE FNN beschreibt Anforderungen und Nachweise im Hinweis „Netzbildende Eigenschaften“. Version 2.0 erschien am 15. Mai 2025; Version 2.1 vom Januar 2026 ersetzt sie und überarbeitet Begriffe, Nachweise für Typ-1- und Typ-2-Anlagen, die Modellvalidierung im Einheitenzertifizierungsverfahren und die Prototypenregelung.

Anbieter vermarkten einzelne Einheiten oder einen Einheitenverbund. Der Anschluss darf in der Netzebene Hochspannung/Mittelspannung und in höheren Netzebenen liegen. In der Mittelspannung, auf der Umspannebene Mittelspannung/Niederspannung und in der Niederspannung braucht er die ausdrückliche Zustimmung des Anschlussnetzbetreibers (BK6-23-010, Abschnitt C.I.3 a)).

Sinkende Systemträgheit und ihre Folgen

Die Ursache ist strukturell. Konventionelle Kraftwerke werden stillgelegt, und ihr Anteil an der Erzeugung sinkt. Nach ENTSO-E, Kap. 5.2.3.1 schwankt die gesamte kinetische Energie im Verbundnetz mit dem Erzeugungsmix. An wind- und sonnenreichen Stunden mit niedriger Last ist sie am kleinsten.

Die Folgen reichen über den Gradienten hinaus. Nach ENTSO-E, Kap. 4.2 und 4.3 sinkt die Dämpfung von Schwingungen. Die kritische Fehlerklärungszeit wird kürzer, und die Spannungserholung nach einem Fehler verschlechtert sich. Für den Frequenzschutz nennt Kap. 4.3 drei Risiken. Dazu gehören ungewolltes Auslösen durch ungenaue Messung, übermäßiger Lastabwurf und ein Frequenzzusammenbruch, bevor die Relais auslösen.

Daraus leitet ENTSO-E eine Grenze ab. Unter 0,5 Hz/s blieb das Verbundnetz in den ausgewerteten Ereignissen stabil. Über 1 Hz/s brach es zusammen, weil Schutzsysteme nicht rechtzeitig auslösten (ENTSO-E, Kap. 9 und 11). Als Auslegungswert dient den Netzbetreibern 1 Hz/s. Ohne große Momentanreservebeiträge ist dieser Wert nach der Bundesnetzagentur, Bewertung des Systemstabilitätsberichts 2025, Kap. 1.6.2 nicht einzuhalten. Die Bedarfe stammen aus demselben Bericht und gelten für 2030 ohne die kritischsten ein Prozent der Stunden.

Lösungsansätze

Vier Wege werden diskutiert und erprobt:

• Synthetische Trägheit. Umrichter messen die Frequenzänderung und speisen daraus abgeleitet zusätzliche Wirkleistung ein. Sie ahmen eine Schwungmasse nach.
• Netzbildende Umrichter. Nach ENTSO-E, Kap. 4.1 verhindert die netzfolgende Regelung jede Reaktion auf die Frequenz. Erst netzbildende Regelung erzeugt ein vergleichbares Verhalten.
• Zusätzliche rotierende Masse. Synchronkondensatoren, auch mit Schwungrad, liefern Trägheit und Kurzschlussleistung, ohne Wirkleistung einzuspeisen.
• Schnellere Messung. Phasor Measurement Units (PMU, Zeigersinn-Messgeräte) messen im Millisekundenbereich, die klassische Netzleittechnik (SCADA, Supervisory Control and Data Acquisition) nur im Sekundenbereich. Das erkennt Gradienten früh und schätzt die Trägheit online.

ENTSO-E bleibt vorsichtig. Nach Kap. 11 ist nicht gesichert, dass diese Verfahren den Rückgang der Trägheit ausgleichen. Für Netzauftrennungen empfiehlt der Bericht zusätzlich, Trägheit und netzbildende Einheiten räumlich gleichmäßig zu verteilen, damit keine hohen lokalen Gradienten entstehen.

Rechtsrahmen: Marktstart und Fristen

Der folgende Stand gilt am 24. September 2026:

• September 2023: Die Bundesnetzagentur eröffnet das Festlegungsverfahren.
• 22. April 2025: Festlegung des Beschaffungskonzepts unter dem Aktenzeichen BK6-23-010.
• 15. Mai 2025 und Januar 2026: VDE-FNN-Hinweis; die Fassung 2.1 löst die Fassung 2.0 ab.
• 22. Januar 2026: Start der marktgestützten Beschaffung.
• 22. Januar 2026 bis 21. Januar 2028: erster Vorschauzeitraum und erste Festpreisperiode.
• Erstes Quartal 2027: erste Veröffentlichung der kontrahierten Momentanreserve in MWs.
• Bis 31. Dezember 2031: Geltungsdauer des Beschaffungskonzepts.

Beschafft wird über Festpreise. Die Produkte unterscheiden zwei Merkmale: die Wirkrichtung, also Über- oder Unterfrequenz, und die Verfügbarkeit in den Stufen Premium und Basis. Aus der Kombination entstehen vier Produkte. Für die erste Festpreisperiode gelten deutschlandweit einheitlich 805 Euro je MWs und Jahr als Sockelwert im Premiumprodukt und 888,5 Euro als Summe beider Komponenten; im Basisprodukt sind es 76 Euro und 109,5 Euro (netztransparenz.de, Abschnitt „Festpreise“). Die Mindestverfügbarkeit liegt im Basisprodukt bei 30 Prozent, im Premiumprodukt bei 90 Prozent des Abrechnungszeitraums. Anbieter bestimmen eine Vorlaufzeit von höchstens drei Jahren und einen Erbringungszeitraum von zwei bis zehn Jahren.

Die Vergütung bezieht sich auf die Menge E_Mom in MWs. Sie ergibt sich aus dem halbierten Produkt von Nennwirkleistung P_N, Anlaufzeitkonstante T_AN und einem Faktor m. Die Momentanreserve, die eine Synchronmaschine im Wirkleistungsbetrieb ohnehin erbringt, ist nicht vergütungsfähig. Vergütet wird die zusätzliche Schwungmasse.

Abgrenzung zu Regelenergie, Frequenzbilanz und Blindleistung

Momentanreserve und Regelenergie stabilisieren beide die Frequenz. Sie greifen zu unterschiedlichen Zeiten und werden über getrennte Wege beschafft. Die Bilanzkreisabweichung ist rein kaufmännisch: Sie rechnet den verbleibenden Saldo ab, nachdem das Ereignis vorbei ist. Blindleistung stützt die Spannung.

Begriffe und Formelzeichen

• H: Trägheitskonstante, kinetische Energie geteilt durch Nennscheinleistung, in Sekunden.
• T_AN: Anlaufzeitkonstante einer Einheit in Sekunden, das Doppelte von H.
• ΔP: Wirkleistungsungleichgewicht in MW.
• Δf: Frequenzabweichung vom Sollwert in Hz.
• RoCoF: Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz in Hz/s.
• PFR: Primärregelleistung, im europäischen Sprachgebrauch FCR.
• MWs: Maßeinheit der Momentanreserve, gespeicherte Energie statt Leistung.

Typische Missverständnisse

„Momentanreserve ist ein Reservekraftwerk.“ Es gibt keine Anlage, die auf Abruf anfährt. Die Leistung steckt in der Bewegungsenergie der laufenden Maschinen und in der Regelung netzbildender Umrichter.

„Trägheit hebt die Frequenz wieder an.“ Sie bremst den Absturz in den ersten Sekunden. Den Ausgleich übernehmen FCR, aFRR und mFRR.

„Ein Umrichter liefert von sich aus Trägheit.“ Ohne netzbildende Regelung reagiert ein netzfolgender Umrichter nicht auf die Frequenz (ENTSO-E, Kap. 4.1).

„Momentanreserve und Regelenergie sind dasselbe Produkt.“ Momentanreserve ist ein Vorhalteprodukt in MWs und wird über die Verfügbarkeit bezahlt. Regelenergie wird in MW vorgehalten und bei Einsatz zusätzlich als Arbeit vergütet.

„Die Trägheit des Netzes ist eine feste Größe.“ Sie schwankt stündlich mit dem Erzeugungsmix und ist an wind- und sonnenreichen Stunden mit niedriger Last am kleinsten.

Quellen und Pflegehinweis

Der Artikel stützt sich auf das Beschaffungskonzept und die Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber für den Marktstand, auf das EnWG für die Rechtsgrundlage, auf den VDE-FNN-Hinweis für die technischen Anforderungen und auf den ENTSO-E-Bericht für die Physik. Die Bedarfe des Zieljahrs 2030 und der Auslegungswert von 1 Hz/s stammen aus der Bewertung des Systemstabilitätsberichts 2025 durch die Bundesnetzagentur. Die Zahlen des Rechenbeispiels stammen aus dem ENTSO-E-Bericht. Die Nachrechnung mit der Formel aus Kap. 3.2 ist ein vereinfachtes Beispiel und keine Messung.

Bei Änderungen erneut zu prüfen: die Festpreise, die ab dem ersten Quartal 2027 veröffentlichten kontrahierten Mengen in MWs und neue Fassungen des VDE-FNN-Hinweises. Alle Angaben beziehen sich auf den Stand vom 24. September 2026.