Regelenergie 2026: Wie Deutschland und Europa Netzstabilität sichern und welche Schritte Betreiber jetzt ergreifen müssen

Das Wichtigste im Überblick

• Regelenergie ist systemkritisch zur Frequenzhaltung (50 Hz ±0,1 Hz); ÜNB tragen Beschaffungs‑ und Einsatzverantwortung.
• Drei Qualitäten: Primär (FCR, <30 s, automatisch; EU‑Bedarf 2026 ↑ auf 3,45 GW), aFRR (5 min, Einführung 15‑Min‑Produkte 2026), mFRR (manuell, ab ~7,5 min).
• Erneuerbare und Speicher präqualifizieren massiv (Batterien: +40% FCR‑Leistung); neue Produkte wie Momentanreserve schaffen Erlöspotenziale.
• 22‑Uhr‑Phänomen: synchronisierte Wind‑Drosselungen verursachen deterministische Leistungsverluste (~3 GW) → Rampenvorgaben nötig.
• Europäische Marktintegration (PICASSO/MARI) + ACER‑Anpassungen erhöhen grenzüberschreitende Koordination, aber auch Preisvolatilität (Preisobergrenzen 2026).
• Regulatorische Weichen 2026: AgNes (Neugestaltung Netzentgelte) und Netzpaket (Redispatch/Priorisierung) entscheiden Kostenverteilung und Netzanbindung.
• Digitalisierung fehlt: Smart‑Meter‑Rollout beschleunigen; deutsche 30‑min‑Mindestaktivierungsanforderung für Speicher vs. EU‑15‑min schwächt Wettbewerbsfähigkeit.

Grundlagen der Regelenergie

Was ist Regelenergie und warum sie unverzichtbar ist

Strom lässt sich kaum speichern. Was ins Netz eingespeist wird, muss im selben Moment verbraucht werden. Das klingt theoretisch, hat aber sehr praktische Konsequenzen: Wenn ein großes Kraftwerk ausfällt oder die Windeinspeisung innerhalb von Sekunden einbricht, entsteht sofort ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch. Genau hier kommt Regelenergie ins Spiel.

Regelenergie ist die Leistung, die Übertragungsnetzbetreiber kurzfristig aktivieren, um dieses Ungleichgewicht auszugleichen und das Stromnetz stabil zu halten. Sie ist eine Grundvoraussetzung für jeden stabilen Netzbetrieb. Ohne sie würde jeder größere Ausfall unweigerlich zu Frequenzabweichungen führen, die im schlimmsten Fall einen Blackout auslösen.

Netzfrequenz, Inertialität und die physikalischen Grenzen

Das Gleichgewicht im Stromnetz lässt sich direkt an der Netzfrequenz ablesen. Im kontinentaleuropäischen Verbundnetz muss diese konstant bei 50 Hertz liegen. Abweichungen von mehr als 0,1 Hz sind bereits kritisch. Fällt die Frequenz unter 49,8 Hz oder steigt sie über 50,2 Hz, drohen Kaskadenausfälle, bei denen sich Kraftwerke und Verbraucher automatisch vom Netz trennen, um sich selbst zu schützen.

Traditionelle Kraftwerke wie Gas- oder Kohlekraftwerke bringen dabei einen natürlichen Vorteil mit: Ihre rotierenden Massen, also Turbinen und Generatoren, wirken wie ein physikalisches Schwungrad. Sie dämpfen Frequenzabweichungen automatisch, weil sie bei einem plötzlichen Leistungsabfall zunächst Rotationsenergie abgeben, bevor die Frequenz spürbar sinkt. Dieses Phänomen wird als Inertialität bezeichnet.

Mit dem Rückgang konventioneller Kraftwerke schwindet diese natürliche Dämpfung. Wind- und Solaranlagen sind über Wechselrichter ans Netz angeschlossen und liefern keine Rotationsmasse. Das Netz reagiert dadurch schneller und heftiger auf Störungen, was die Anforderungen an Regelenergie steigen lässt. Ein konkretes Beispiel dafür ist das sogenannte 22-Uhr-Phänomen: Sobald Lärmschutzauflagen greifen, drosseln tausende Windkraftanlagen synchron ihre Leistung. Am 3. März 2026 führte das innerhalb von 62 Sekunden zu einem Frequenzabfall von 0,193 Hz, was einem plötzlichen Verlust von rund 3,2 Gigawatt im kontinentaleuropäischen Netz entspricht. Die gesamte verfügbare Primärregelleistung Europas liegt bei 3,45 Gigawatt und war damit fast vollständig ausgeschöpft.

Rollen und Verantwortlichkeiten der ÜNB und Bilanzkreispartner

In Deutschland tragen vier Übertragungsnetzbetreiber die Systemverantwortung: 50Hertz für Nord- und Ostdeutschland, Amprion für West und Südwest, TenneT für die Nord-Süd-Achse und TransnetBW für Baden-Württemberg. Jeder von ihnen ist in seiner Regelzone gesetzlich verpflichtet, Regelenergie zu beschaffen und einzusetzen, um die Netzfrequenz stabil zu halten.

Die Kosten dafür trägt nicht die Allgemeinheit pauschal, sondern wer Ungleichgewichte verursacht. Stromhändler und Bilanzkreisverantwortliche sind nach dem Energiewirtschaftsgesetz verpflichtet, ihre Einspeise- und Verbrauchsprognosen so sorgfältig wie möglich zu erstellen, um Abweichungen zu minimieren. Wer schlechte Prognosen liefert und damit Regelenergie auslöst, zahlt dafür über den Bilanzausgleichsenergiepreis, kurz reBAP, direkt. Dieser Preis wird viertelstündlich berechnet und spiegelt die tatsächlichen Kosten der eingesetzten Regelenergie in diesem Zeitfenster wider.

Die Aufgabenteilung ist damit klar: Die ÜNB sorgen dafür, dass das System zu jeder Sekunde stabil bleibt. Die Bilanzkreisverantwortlichen sorgen dafür, dass sie möglichst wenig Regelenergie notwendig machen.

Die drei Qualitäten der Regelenergie im Detail

Nicht jede Regelenergie funktioniert gleich. Je nachdem, wie schnell ein Ungleichgewicht im Netz entsteht und wie lange es anhält, braucht es unterschiedliche Reaktionsgeschwindigkeiten. Das europäische System kennt dafür drei klar abgestufte Qualitäten, die nacheinander greifen: Primärregelenergie, automatische Sekundärregelenergie und Minutenreserve.

Primärregelenergie (FCR): Funktionsweise, Aktivierung und Bedarf 2026

Primärregelenergie ist die erste Verteidigungslinie. Sie muss innerhalb von 30 Sekunden vollständig aktiviert sein und reagiert nicht auf einen Befehl vom Netzbetreiber, sondern vollautomatisch auf die Frequenzabweichung selbst. Sinkt die Netzfrequenz ab, erhöhen alle präqualifizierten Anlagen proportional ihre Leistung. Steigt die Frequenz, drosseln sie. Kein menschlicher Eingriff ist dafür nötig.

Die Stärke der Reaktion hängt von der Größe der Abweichung ab: Je weiter die Frequenz von 50 Hz entfernt ist, desto mehr Leistung wird abgerufen. Diese Automatik macht die Primärregelenergie zur schnellsten und stabilisierendsten Maßnahme im gesamten System.

Der Bedarf wird auf europäischer Ebene koordiniert und orientiert sich an einer Referenzstörung von 3.000 Megawatt, die das größte denkbare einzelne Ausfallszenario im kontinentaleuropäischen Netz abbildet. Seit 2026 berechnet ENTSO-E diesen Bedarf nicht mehr nach festen Tabellen, sondern nach einer probabilistischen Methodik, die reale Ausfallwahrscheinlichkeiten und die wachsende Volatilität durch erneuerbare Energien berücksichtigt. Das Ergebnis: Der europäische Gesamtbedarf stieg zum Jahreswechsel 2025/2026 von 3.000 auf 3.450 Megawatt. Für Deutschland bedeutet das einen Bedarf von 584 Megawatt zuzüglich 183 Megawatt Transferleistung, rund 11 Prozent mehr als im Vorjahr.

Die Beschaffung erfolgt seit dem 22. Juni 2022 vollständig auf europäischer Ebene in einem gemeinsamen Markt, an dem alle teilnehmenden Übertragungsnetzbetreiber ihre Gebote einreichen. Die Preisgrenze liegt aktuell bei 15.000 Euro pro MWh und wird nach dem 24. Juli 2026 auf 99.999 Euro pro MWh angehoben.

Auf Anbieterseite hat sich das Bild verändert: Stand Januar 2026 sind insgesamt 5,13 Gigawatt Primärregelenergie-Kapazität in Deutschland präqualifiziert, davon 1,35 Gigawatt durch Batteriespeicher, was einem Anstieg von rund 40 Prozent gegenüber 2025 entspricht. Batteriespeicher können dank Leistungselektronik noch präziser und schneller reagieren als klassische Kraftwerke mit rotierenden Massen, was ihre wachsende Rolle in diesem Marktsegment erklärt.

Automatische Sekundärregelenergie (aFRR): Produktänderungen und Einsatzlogik

Primärregelenergie stabilisiert das Netz, löst das Ungleichgewicht aber nicht auf. Sie hält die Frequenz lediglich auf einem abweichenden Niveau, bis die Ursache behoben ist. Genau hier übernimmt die automatische Sekundärregelenergie. Ihre Aufgabe ist es, die Frequenz aktiv zurück auf 50 Hz zu bringen und dabei die Primärregelenergie wieder freizugeben, damit sie für das nächste Ereignis verfügbar ist.

Die aFRR muss innerhalb von fünf Minuten in voller Höhe verfügbar sein. Anders als die Primärregelenergie aktiviert sie sich nicht eigenständig, sondern wird durch den automatischen Leistungs-Frequenz-Regler des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers angefordert. Der Regler berechnet laufend das Regelzonenungleichgewicht und sendet entsprechende Sollwerte an die präqualifizierten Anlagen.

Eine wichtige Marktänderung steht für 2026 an: Aktuell müssen Anbieter ihre Kapazität für mindestens vier Stunden sichern. Voraussichtlich ab September oder Oktober 2026 werden zusätzlich optionale 15-Minuten-Produkte eingeführt. Das erlaubt es Anbietern, ihre verfügbare Kapazität feiner auf das tatsächliche Erzeugungsangebot abzustimmen, was besonders für Batteriespeicher und erneuerbare Anlagen mit variablem Output relevant ist. Laut einer Präsentation des Vermarkters Entelios auf dem Stakeholder Workshop der Übertragungsnetzbetreiber könnte sich die angebotene Kapazität im Leistungsmarkt durch diese Umstellung nahezu verdoppeln.

Die präqualifizierte Leistung von Windkraftanlagen stieg in den vergangenen zwölf Monaten von 90 auf 150 Megawatt. Erstmals tauchen auch Solaranlagen in der Präqualifikationsliste auf: 25 Megawatt des Solarparks Schkölen sind seit 2026 über den Vermarkter Entelios präqualifiziert. Batteriespeicher verdoppelten ihre Kapazität in diesem Segment gegenüber dem Vorjahr. Das zeigt, dass erneuerbare Anlagen nicht nur Strom liefern, sondern bei entsprechender technischer Ausstattung aktiv zur Netzstabilität beitragen können.

Minutenreserve (mFRR): Manuelle Abrufe, Zeitfenster und Besonderheiten

Die Minutenreserve ist die dritte Stufe der Kaskade. Sie löst die Sekundärregelenergie ab, wenn ein Ungleichgewicht länger anhält oder größer ist als die aFRR allein bewältigen kann. Ihre Aktivierungszeit beträgt bis zu 7,5 Minuten, und sie wird für mindestens 15 Minuten in konstanter Höhe abgerufen.

Der wesentliche Unterschied zur aFRR: Die Minutenreserve wird nicht automatisch durch einen Algorithmus aktiviert, sondern manuell durch den Übertragungsnetzbetreiber angefordert. In der Praxis informiert der ÜNB die Anbieter typischerweise per E-Mail etwa zehn Minuten vor der nächsten Viertelstunde über einen bevorstehenden Abruf. Die Anlage muss dann innerhalb des vorgegebenen Zeitfensters die angeforderte Leistung liefern.

Die mögliche Abrufdauer ist flexibel: Technisch sind Einsätze von wenigen Minuten bis hin zu 24 Stunden möglich, wenn anhaltende Systemungleichgewichte das erfordern. In der Praxis bewegen sich die meisten Abrufe im Bereich von 15 bis 60 Minuten.

Wie bei allen drei Regelenergiequalitäten gibt es auch bei der Minutenreserve positive und negative Varianten. Positive Regelenergie wird aktiviert, wenn zu wenig Strom im Netz ist: Kraftwerke fahren hoch oder steuerbare Verbraucher werden abgeschaltet. Negative Regelenergie kommt zum Einsatz, wenn zu viel Strom im Netz ist: Erzeugungsanlagen drosseln ihre Leistung oder flexible Verbraucher nehmen mehr ab. Im Februar 2026 erhielten Anbieter negativer Sekundärregelleistung, darunter vor allem Biogasanlagen, 1.834 Euro pro Megawatt vorgehaltener Leistung.

Marktdesign, Beschaffung und Preisbildung

EU-Rechtsrahmen (EB-GL) und Harmonisierungseffekte

Die rechtliche Grundlage für den europäischen Regelenergiemarkt ist die Electricity Balancing Guideline, kurz EB-GL, die als EU-Verordnung 2017/2195 in allen Mitgliedsstaaten unmittelbar gilt. Ihr Ziel ist: Ein gemeinsamer europäischer Markt für Regelenergie, in dem Anbieter aus verschiedenen Ländern ohne Diskriminierung teilnehmen können und Übertragungsnetzbetreiber die günstigsten Gebote länderübergreifend aktivieren dürfen.

Vor der EB-GL beschaffte jeder ÜNB Regelenergie ausschließlich national, was zu erheblichen Preisunterschieden zwischen den Ländern führte und dazu, dass in einem Land teure Regelenergie aktiviert wurde, obwohl im Nachbarland günstigere Kapazitäten ungenutzt blieben. Die Harmonisierung setzt genau dort an: Einheitliche Produktdefinitionen, standardisierte Präqualifikationsanforderungen und gemeinsame Ausschreibungsplattformen sollen diesen Effizienzbruch beseitigen.

Für Deutschland bedeutet das konkret, dass die Beschaffung der Primärregelenergie seit dem 22. Juni 2022 vollständig europäisch erfolgt. Anbieter aus Deutschland bieten auf demselben Markt wie Anbieter aus Frankreich, den Benelux-Staaten oder Österreich, und der Zuschlag geht an die jeweils günstigsten Gebote, unabhängig vom Standort der Anlage. Bei Sekundärregelenergie und Minutenreserve erfolgt die Beschaffung zwar noch national, aber die Aktivierung läuft seit 2022 über die europäischen Plattformen PICASSO und MARI, was denselben kostenoptimierenden Effekt beim tatsächlichen Einsatz erzeugt.

Die EB-GL legt zudem fest, dass Preisbandgrenzen harmonisiert werden. Aktuell gilt für die Regelarbeitspreise bei aFRR und mFRR eine Obergrenze von 15.000 Euro pro MWh, die nach dem 24. Juli 2026 auf 99.999 Euro pro MWh angehoben wird. Das schafft mehr Spielraum für Extremsituationen, erhöht aber gleichzeitig das Risiko stark volatiler Abrufkosten in Engpasslagen.

Leistungsauktion vs. Regelarbeitsmarkt: Mechanik und Konsequenzen

Wer Regelenergie anbieten will, nimmt an zwei getrennten Märkten teil, die unterschiedliche Fragen beantworten: Der Leistungsmarkt klärt, wer die Kapazität vorhalten darf. Der Regelarbeitsmarkt klärt, wer bei einem tatsächlichen Abruf zuerst aktiviert wird.

In der Leistungsauktion geben Anbieter einen Leistungspreis ab, also einen Preis dafür, dass sie ihre Anlage für einen bestimmten Zeitraum als Regelenergie-Kapazität bereithalten. Die ÜNB sortieren alle Gebote aufsteigend nach Leistungspreis und schlagen zu, bis die benötigte Megawatt-Menge erreicht ist. Wer den Zuschlag erhält, bekommt seinen gebotenen Preis bezahlt, unabhängig davon, ob die Anlage in diesem Zeitraum tatsächlich abgerufen wird. Das ist das sogenannte Pay-as-bid-Prinzip: Jeder Anbieter erhält genau das, was er selbst geboten hat, nicht einen einheitlichen Marktpreis.

Der Regelarbeitsmarkt ist der zweite Schritt und bestimmt die Abrufreihenfolge. Hier geben Anbieter an, zu welchem Preis sie bereit sind, tatsächlich Energie zu liefern, wenn der ÜNB sie aktiviert. Dieser Preis spiegelt die kurzfristigen Grenzkosten der Energielieferung wider, also etwa den aktuellen Gaspreis bei einem Gaskraftwerk oder die Opportunitätskosten einer Batterieentladung. Wenn der ÜNB Regelenergie abrufen muss, aktiviert er die Angebote in aufsteigender Reihenfolge der Arbeitspreise. Die günstigste Anlage wird zuerst aktiviert, die teuerste zuletzt. Der Arbeitspreis des gebotenen Angebots hat dabei keinen Einfluss auf den Zuschlag in der vorgelagerten Leistungsauktion.

Wichtig: Am Regelarbeitsmarkt können auch Anbieter teilnehmen, die in der Leistungsauktion keinen Zuschlag erhalten haben. Sie müssen dann allerdings zum Standardpreis von 0 Euro pro MWh bieten, was die Liquidität des Marktes sichert, aber für sie selbst keine Vergütung für Vorhaltung bedeutet.

Diese Trennung hat erhebliche wirtschaftliche Konsequenzen. Anlagen mit niedrigen Grenzkosten, also vor allem Batteriespeicher und Wasserkraft, haben einen strukturellen Vorteil im Regelarbeitsmarkt, weil sie bei Abrufen bevorzugt aktiviert werden und dadurch häufiger Arbeitserlöse erzielen. Anlagen mit hohen Grenzkosten, etwa Gaskraftwerke, verdienen ihren Ertrag primär über die Leistungsvergütung und werden im Arbeitsmarkt seltener aktiviert.

Europäische Plattformen (PICASSO, MARI) und grenzüberschreitender Austausch

PICASSO und MARI sind die technischen Herzstücke des europäischen Regelenergiebinnenmarktes. PICASSO koordiniert den grenzüberschreitenden Austausch von automatischer Sekundärregelenergie, MARI übernimmt dieselbe Funktion für die Minutenreserve. Deutschland ist seit dem 22. Juni 2022 an PICASSO angebunden und seit dem 5. Oktober 2022 an MARI.

Die Funktionsweise beider Plattformen folgt demselben Prinzip: Alle angebundenen Übertragungsnetzbetreiber übermitteln ihre nationalen Regelarbeitsgebote an die Plattform. Wenn ein ÜNB, zum Beispiel TenneT, Regelenergie aktivieren muss, durchsucht die Plattform in Echtzeit alle verfügbaren Gebote aus allen teilnehmenden Ländern und aktiviert zuerst die günstigsten Angebote, unabhängig davon, wo in Europa diese Anlagen stehen. Voraussetzung ist, dass zwischen dem Erzeugungsstandort und dem Bedarfsort physisch ausreichend Leitungskapazität verfügbar ist.

Das spart im System messbare Kosten, weil teure nationale Angebote durch günstigere ausländische Kapazitäten verdrängt werden können. Gleichzeitig steigt die Abhängigkeit des deutschen Systems von grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten: Wenn Leitungen überlastet sind, ist der grenzüberschreitende Austausch eingeschränkt und Deutschland muss auf teurere nationale Reserven zurückgreifen.

Dass diese Abhängigkeit auch Risiken birgt, zeigte ein Vorfall im Oktober 2025. Am 22. und 23. Oktober 2025 verarbeitete die PICASSO-Plattform fehlerhafte Gebote, was in einzelnen Viertelstunden zu Regelarbeitspreisen im hohen vierstelligen Bereich führte. Der finnische ÜNB Fingrid bestätigte eine Untersuchung der Anomalien. Diese Extrempreise wirkten sich nicht direkt auf Haushaltsstrompreise aus, schlugen aber über die Ausgleichsenergie-Abrechnung auf Bilanzkreisverantwortliche durch, die in diesen Zeitfenstern Ungleichgewichte aufwiesen. Der Vorfall verdeutlicht, dass bei zunehmend vernetzten Systemen Fehler in der Plattforminfrastruktur systemweite Konsequenzen haben können.

Speicher, neue Produkte und technische Anforderungen

Batteriespeicher in den Regelenergiemärkten: Präqualifikation und Chancen

Batteriespeicher sind in den deutschen Regelenergiemärkten längst keine Randerscheinung mehr. Stand Januar 2026 sind 1,35 Gigawatt Batteriekapazität für Primärregelenergie präqualifiziert, was einem Zuwachs von rund 40 Prozent gegenüber 2025 entspricht. Bei der automatischen Sekundärregelenergie hat sich die präqualifizierte Batteriekapazität im selben Zeitraum sogar verdoppelt.

Der Grund für dieses Wachstum ist nicht nur wirtschaftliches Interesse, sondern auch technische Überlegenheit in bestimmten Anwendungsfällen. Batteriespeicher reagieren über ihre Leistungselektronik deutlich schneller und präziser auf Frequenzabweichungen als konventionelle Kraftwerke mit rotierenden Massen. Bei der Primärregelenergie, die innerhalb von 30 Sekunden vollständig aktiviert sein muss, ist das ein handfester Vorteil.

Gleichzeitig gibt es ein regulatorisches Hindernis, das deutschen Speicherbetreibern im Wettbewerb schadet. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber verlangen für die Präqualifikation eine Mindestaktivierungszeit von 30 Minuten, also die Fähigkeit, die volle Regelleistung mindestens 30 Minuten am Stück zu liefern. Im restlichen Europa reichen 15 Minuten. Das bedeutet in der Praxis: Ein Batteriespeicher, der in Frankreich oder den Niederlanden mit einer bestimmten Kapazität präqualifiziert wäre, braucht in Deutschland doppelt so viel nutzbare Batteriekapazität für dieselbe präqualifizierte Leistung. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft hat diese Anforderung als nicht wettbewerbsneutral kritisiert und die Bundesnetzagentur aufgefordert, den Vorschlag der deutschen ÜNB abzulehnen. Eine Entscheidung steht noch aus.

Wer die Hürde der Präqualifikation nimmt, kann an beiden Märkten teilnehmen: an der Leistungsauktion, die eine feste Vergütung für das Vorhalten der Kapazität zahlt, und am Regelarbeitsmarkt, wo Erlöse bei tatsächlichen Abrufen entstehen. Da Batteriespeicher im Jahresverlauf selten an ihrer technischen Leistungsgrenze betrieben werden, bleibt oft freie Wechselrichterleistung übrig, die parallel für andere Systemdienstleistungen genutzt werden kann, darunter die neu eingeführte Momentanreserve.

Einführung der Momentanreserve: Produktstruktur und Vergütung

Momentanreserve ist die schnellste Form der Frequenzstabilisierung, die es gibt. Während Primärregelenergie innerhalb von 30 Sekunden reagiert, wirkt Momentanreserve unmittelbar, also in den ersten Millisekunden nach einer Störung. In traditionellen Stromnetzen wurde diese Sofortreaktion automatisch durch die Rotationsmasse synchroner Kraftwerke geliefert: Wenn die Frequenz abfällt, geben Turbinen und Generatoren spontan kinetische Energie ab, bevor irgendein Regelbefehl ausgesendet wird. Dieser Effekt ist ohne technische Steuerung vorhanden, solange genug rotierende Massen am Netz hängen.

Mit dem Rückgang konventioneller Kraftwerke schwindet diese natürliche Pufferkapazität. Das Netz reagiert schneller und heftiger auf Störungen. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben deshalb im Januar 2026 einen marktbasierten Beschaffungsmechanismus für Momentanreserve eingeführt.

Das Produkt existiert in zwei Varianten: ein Basisprodukt mit einer Mindestverfügbarkeit von 30 Prozent je Abrechnungsperiode und ein Premiumprodukt mit 90 Prozent Mindestverfügbarkeit. Beide Varianten werden in positiver und negativer Richtung beschafft und zunächst regional nach den vier Regelzonen der deutschen ÜNB ausgeschrieben. Die Vergütung erfolgt nicht nach tatsächlich gelieferter Energie, sondern als Festpreis für die vorgehaltene Verfügbarkeit. Für die erste Festpreisperiode vom 22. Januar 2026 bis 21. Januar 2028 liegen die Vergütungssätze je nach Produkt und Richtung zwischen 76 und 888,50 Euro pro Megawattsekunde und Jahr. Anbieter können Laufzeiten von bis zu zehn Jahren wählen und sich damit den aktuell gültigen Festpreis langfristig sichern.

Für Batteriespeicher ergibt sich rechnerisch ein Erlöspotenzial von bis zu 27.000 Euro pro Megawatt Netzanschlussleistung und Jahr, wenn ein netzbildender Wechselrichter zertifiziert über seine Nennleistung hinaus betrieben werden kann und diese zusätzliche Momentanleistung für die Momentanreserve bereitgestellt wird. In diesem Fall entsteht kein Konflikt mit der parallelen Teilnahme an Primärregelenergiemärkten, weil die Momentanreserve auf der überschüssigen Wechselrichterleistung basiert und nicht auf der Batteriekapazität selbst.

Der Markt ist offiziell gestartet, praktisch aber noch in einer frühen Phase. Laut einer Q&A-Session der Übertragungsnetzbetreiber vom 24. Februar 2026 hatte zu diesem Zeitpunkt noch kein Anbieter alle Voraussetzungen vollständig erfüllt. Die technischen und regulatorischen Anforderungen, insbesondere die Zertifizierung netzbildender Umrichter, sind der entscheidende Engpass.

Netzbildende Umrichter, synthetische Trägheit und technische Zertifizierungen

Um am Momentanreservemarkt teilzunehmen oder synthetische Trägheit bereitzustellen, reicht ein herkömmlicher Wechselrichter nicht aus. Standardwechselrichter, wie sie die meisten PV-Anlagen und Batteriespeicher heute nutzen, sind netzfolgende Systeme. Sie orientieren sich an der vorhandenen Netzfrequenz und passen ihre Leistungsabgabe daran an, liefern aber keine spontane Gegenreaktion, wenn die Frequenz einbricht. Sie verstärken das Problem im schlechtesten Fall sogar, weil sie sich bei starken Frequenzabweichungen zum Selbstschutz vom Netz trennen.

Netzbildende Umrichter funktionieren anders. Sie erzeugen selbst eine stabile Spannungsreferenz und simulieren das Verhalten eines synchronen Generators, indem sie bei Frequenzabfall sofort Wirkleistung einspeisen, ohne auf ein externes Signal zu warten. Dieses Verhalten wird als synthetische Trägheit bezeichnet, weil es die physikalische Trägheit rotierender Massen softwareseitig nachbildet. Die Reaktionszeit liegt im Millisekundenbereich.

Damit ein Batteriespeicher oder eine andere Anlage mit netzbildendem Umrichter am Momentanreservemarkt teilnehmen darf, muss sie eine technische Zertifizierung durchlaufen. Diese umfasst den Nachweis, dass der Umrichter die geforderte Momentanleistung tatsächlich innerhalb der spezifizierten Zeit bereitstellt, stabil am Netz bleibt und korrekt mit dem Schutzsystem des Netzbetreibers interagiert. Die genauen Anforderungen werden von den ÜNB vorgegeben und müssen durch akkreditierte Prüfstellen bestätigt werden.

Für Investoren und Betreiber hat das eine direkte Konsequenz: Wer einen neuen Batteriespeicher plant und Momentanreserve als Erlösquelle einkalkuliert, muss von Anfang an einen netzbildungsfähigen Wechselrichter einplanen, nicht nur einen netzfolgenden. Die Nachrüstung bestehender Anlagen ist zwar technisch in manchen Fällen möglich, aber aufwendig und oft unwirtschaftlich. Die Zertifizierung selbst dauert mehrere Monate und sollte in der Projektplanung von Beginn an berücksichtigt werden.

Operative Herausforderungen und Systemrisiken

Das 22-Uhr-Phänomen: Ursache, Folgen und Gegenmaßnahmen

An windreichen Tagen passiert in Deutschland jeden Abend dasselbe: Pünktlich um 22 Uhr bricht die Netzfrequenz ein. Der Grund ist nicht ein Kraftwerksausfall oder eine unvorhergesehene Störung, sondern eine Lärmschutzvorschrift.

Die Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm, kurz TA Lärm, verpflichtet tausende Windkraftanlagen in Deutschland dazu, zwischen 22 und 6 Uhr nur noch gedrosselten Betrieb zu fahren. Das Problem entsteht nicht durch die Drosselung selbst, sondern durch ihre Gleichzeitigkeit. Da alle betroffenen Anlagen exakt zum selben Zeitpunkt ihre Leistung reduzieren, fällt im Netz innerhalb weniger Sekunden eine Erzeugungsleistung weg, die in der Summe mehreren Großkraftwerken entsprechen kann.

Am 3. März 2026 war das besonders ausgeprägt: Innerhalb von 62 Sekunden nach 22 Uhr sank die Netzfrequenz um 0,193 Hz, was einem plötzlichen Verlust von rund 3,2 Gigawatt im kontinentaleuropäischen Netz entspricht. Die gesamte verfügbare europäische Primärregelleistung beträgt 3,45 Gigawatt und war damit fast vollständig ausgeschöpft. Unmittelbar vor dem Frequenzabfall speisten allein Onshore-Windanlagen in Deutschland rund 40 Gigawatt ins Netz ein.

Ulf Kasper, Leiter Regelreserven und Systembilanz bei Amprion, bezeichnete das Ereignis als sogenannte deterministische Frequenzabweichung, also ein vorhersehbares, nicht zufälliges Ereignis. Eine unmittelbare Gefährdung der Netzstabilität bestehe aktuell nicht, aber das Sicherheitspuffer ist an solchen Abenden verschwindend gering.

Die Lösung ist technisch simpel: Wenn die Leistungsreduktion nicht synchron, sondern über eine Rampe von 10 bis 15 Minuten gestreckt wird, kann das Netz den Leistungsverlust schrittweise kompensieren, ohne dass die Primärregelkapazität nahezu vollständig ausgeschöpft wird. Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, im Rahmen der anstehenden Überarbeitung einschlägiger Rechtsvorschriften verbindliche und harmonisierte Rampenvorgaben zu prüfen. Eine solche Vorgabe würde mit einem kleinen regulatorischen Eingriff ein messbares Systemrisiko beseitigen.

Smart Meter, Digitalisierung und notwendige Prozesse

Die Regelenergiemärkte werden zunehmend von kleineren, dezentralen Einheiten mitgeprägt: Batteriespeicher, steuerbare Lasten, PV-Anlagen mit Flexibilitätsoption. Damit diese Anlagen verlässlich und marktkonform an Regelenergiemärkten teilnehmen können, braucht es eine digitale Infrastruktur, die in Deutschland noch deutliche Lücken aufweist.

Das Kernproblem ist der schleppende Smart-Meter-Rollout. Ohne intelligente Messsysteme können Netzbetreiber und Vermarkter nicht in Echtzeit sehen, was eine Anlage gerade einspeist oder verbraucht. Viertelstundengenaue Abrechnungen, die für die Regelarbeitsabrechnung technisch notwendig sind, setzen voraus, dass Messdaten automatisch, standardisiert und zeitnah übertragen werden. Laut Fraunhofer ISE sind viele dieser Prozesse für kleine Anlagen, zum Beispiel PV-Anlagen unter 100 kWp, noch nicht standardisiert genug, um eine wirtschaftlich tragfähige Direktvermarktung oder Regelenergievermarktung zu ermöglichen.

Für die Teilnahme an Regelenergiemärkten ist zudem eine lückenlose Kommunikation zwischen Anlage, Direktvermarkter und Übertragungsnetzbetreiber notwendig. Fahrpläne müssen automatisiert übermittelt, Sollwerte in Echtzeit empfangen und umgesetzt werden. Bei größeren Anlagen ist das heute weitgehend etabliert. Bei kleineren Einheiten fehlt es noch an standardisierten Datenaustauschformaten und einheitlichen technischen Schnittstellen zwischen den verschiedenen Marktakteuren.

Die Bundesnetzagentur und die Übertragungsnetzbetreiber erkennen diesen Engpass an. Ohne eine deutlich schnellere Digitalisierung der Netze und eine Vereinheitlichung der Datenprozesse lässt sich das Potenzial dezentraler Flexibilitäten nicht heben. Das betrifft nicht nur die Wirtschaftlichkeit einzelner Anlagen, sondern die Systemfähigkeit des gesamten Regelenergiemarktes in einem Stromsystem, das immer stärker auf kleinteilige, verteilte Quellen angewiesen ist.

Redispatch-Abrechnung, Fehlerquellen und finanzielle Risiken

Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes zum 23. Dezember 2025 wurde die Redispatch-Abrechnung grundlegend umstrukturiert. Bislang lief die Zahlungskette für abgeregelte Anlagen über den Direktvermarkter. Ab 2026 zahlt der Netzbetreiber die Entschädigung direkt an den Anlagenbetreiber nach Paragraph 14 EnWG. Der Direktvermarkter fällt als Zwischeninstanz weg.

Die Entschädigungshöhe ergibt sich aus der rechnerisch ermittelten Strommenge, die ohne den Netzengpass hätte eingespeist werden können, bewertet zum sogenannten BDEW-Mischpreis. Die Abrechnung erfolgt im 15-Minuten-Takt. Das klingt nach einer sauberen Lösung, ist in der Praxis aber fehleranfällig.

Nach Marktbeobachtung ist etwa jede zehnte Redispatch-Abrechnung fehlerhaft. Die Fehlerquellen liegen vor allem in der Ermittlung der rechnerischen Einspeisemengen: Welche Leistung hätte die Anlage in diesem Viertelstundenintervall tatsächlich erzeugt, wenn kein Engpassmanagement eingegriffen hätte? Diese Frage lässt sich nicht direkt messen, sondern muss modelliert werden, was Spielraum für Abweichungen schafft.

Die finanziellen Konsequenzen sind erheblich. Modellrechnungen von node.energy zeigen: Bei einem größeren Windportfolio führt bereits eine Abweichung von einem Prozent in der Einspeisemengenberechnung zu entgangenen Erlösen im hohen sechsstelligen Bereich pro Jahr. Wer diese Abrechnungen nicht systematisch prüft und Fehler nicht aktiv beanstandet, verliert bares Geld, ohne dass es im Tagesgeschäft unmittelbar auffällt.

Für Anlagenbetreiber und Asset Manager bedeutet das konkret: Die Redispatch-Abrechnungen müssen viertelstundengenau gegengeprüft werden, idealerweise automatisiert gegen eigene Ertragsdaten und Wettermodelle. Ein manueller Stichprobenansatz reicht bei der Datenmenge nicht aus. Wer das technisch nicht selbst abbilden kann, sollte diese Aufgabe an spezialisierte Dienstleister auslagern, bevor die Fehler sich über Jahre unbemerkt summieren.

Regulatorische Reformen mit Wirkung auf Regelenergie

Neben den technischen Veränderungen durch Speicher und erneuerbare Energien verändert sich 2026 auch der regulatorische Rahmen. Drei Vorhaben sind dabei besonders relevant: der AgNes-Prozess zur Neugestaltung der Netzentgeltsystematik, das Netzpaket 2026 mit neuen Regeln für den Netzanschluss und Kostenverteilung sowie die von der ACER beschlossenen Anpassungen der Preisbildungsregeln auf europäischer Ebene.

AgNes-Prozess: Auswirkungen auf Netzentgelte und Kostentragung

Wer zahlt für die Netzinfrastruktur, die der Betrieb des Stromnetzes erfordert? Diese Frage beantwortet heute ein System, das für ein Stromnetz aus zentralen Großkraftwerken konzipiert wurde, nicht für eines mit Millionen dezentraler Einspeiser. Genau das will der AgNes-Prozess ändern.

AgNes steht für „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ und ist ein Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur, das die Grundregeln für die Berechnung und Verteilung der Netzentgelte neu definiert. Die Ergebnisse sollen bis Ende 2026 vorliegen und bestimmen dann, welche Akteure künftig welchen Anteil der Netzkosten tragen.

Konkret geht es dabei unter anderem um die Frage, ob und wie Batteriespeicher in die Netzentgeltsystematik einbezogen werden. Bislang zahlen Speicher in vielen Fällen beim Laden Netzentgelte, was ihre Wirtschaftlichkeit belastet, obwohl sie in netzdienlichem Betrieb aktiv zur Entlastung des Netzes beitragen können. Die Bundesnetzagentur diskutiert sogenannte symmetrische Netzentgelte, bei denen netzentlastendes Verhalten, also zum Beispiel das Laden eines Speichers in Zeiten hoher Einspeisung und niedrigem Netzstress, entgeltlich bevorzugt behandelt wird, während netzbelastendes Verhalten höhere Kosten verursacht. Das Prinzip ist sinnvoll, die konkrete Ausgestaltung aber noch offen.

Für Betreiber von Speichern, Direktvermarkter und Investoren ist der Ausgang des AgNes-Prozesses von unmittelbarer wirtschaftlicher Relevanz. Je nachdem, wie Netzentgelte künftig berechnet werden, verändern sich die Betriebskosten und damit die Wirtschaftlichkeit ganzer Geschäftsmodelle. Wer heute in Batteriespeicher investiert, trifft diese Entscheidung unter regulatorischer Unsicherheit, denn die Netzentgeltregeln, die ab 2027 gelten, stehen noch nicht fest.

Netzpaket 2026: Priorisierung, Baukostenzuschüsse und rechtliche Folgen

Das Netzpaket 2026 ist ein Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums, der sich seit dem 9. Februar 2026 in der Abstimmung befindet. Es handelt sich noch um keinen Gesetzentwurf, aber die darin vorgesehenen Änderungen würden das Netzanschlussrecht für Erzeugungsanlagen grundlegend umstrukturieren.

Der Ausgangspunkt ist die Höhe der Redispatch-Kosten: Wenn mehr Strom ins Netz eingespeist wird, als die Leitungen transportieren können, müssen Anlagen abgeregelt und ihre Betreiber entschädigt werden. Diese Kosten lagen 2022 bei rund 4,2 Milliarden Euro, sanken 2024 auf vorläufig rund 2,8 Milliarden Euro und betrugen allein für Wind- und PV-Abregelung im Jahr 2025 noch 433 Millionen Euro. Das Ministerium sieht trotz des Rückgangs weiteren Handlungsbedarf.

Das Netzpaket sieht drei konkrete Maßnahmen vor:

• Redispatch-Vorbehalt in kapazitätslimitierten Netzgebieten: Netzbetreiber können Gebiete mit einer Abregelungsquote von mehr als 3 Prozent als kapazitätslimitiert ausweisen. In diesen Gebieten entfällt für Neuanlagen die Entschädigung für abgeregelten Strom für bis zu zehn Jahre. Betroffen wären vor allem Neuanlagen in Norddeutschland, wo Netzengpässe strukturell am ausgeprägtesten sind.
• Baukostenzuschüsse: Der Entwurf sieht vor, dass sich neue Anlagen anteilig an den Netzanschlusskosten beteiligen müssen. Für eine 10-kWp-Anlage würde das laut Entwurf Mehrkosten von rund 1.000 Euro bedeuten.
• Neue Priorisierungslogik ab 135 Kilowatt: Netzbetreiber sollen ab dieser Anlagengröße eigenmächtig festlegen dürfen, welche Anlage vorrangig angeschlossen wird. Bei rund 866 Verteilnetzbetreibern in Deutschland könnte das hunderte unterschiedliche, nicht harmonisierte Verfahren ergeben, was Investitionsentscheidungen für Projektentwickler erheblich erschwert.

Die Reaktion auf den Entwurf ist breit ablehnend. SPD, Branchenverbände und einzelne Energieunternehmen, darunter RWE, haben sich gegen zentrale Punkte des Entwurfs ausgesprochen. Eine erhebliche Überarbeitung vor einer möglichen Verabschiedung gilt als wahrscheinlich. Trotzdem sollten Betreiber und Projektierer die Entwicklung eng verfolgen, da die Kernlogik des Entwurfs, nämlich Investoren in engpassbelasteten Regionen stärker in die Pflicht zu nehmen, auch in einer überarbeiteten Fassung erhalten bleiben könnte.

Preisobergrenzen, ACER-Empfehlungen und künftige Anpassungen

Auf europäischer Ebene wird die Preisbildung im Regelenergiemarkt durch die ACER, die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden, reguliert. Zwei Entwicklungen sind hier für 2026 entscheidend.

Erstens: Die Preisobergrenze für Regelarbeitspreise bei aFRR und mFRR liegt aktuell bei 15.000 Euro pro MWh. Nach dem 24. Juli 2026 wird sie auf 99.999 Euro pro MWh angehoben. Das bedeutet, dass bei extremen Engpässen oder Systemstress künftig deutlich höhere Abrufpreise entstehen können, was sich direkt auf die Ausgleichsenergieabrechnungen von Bilanzkreisverantwortlichen auswirkt. Wer in solchen Zeitfenstern Ungleichgewichte in seinem Bilanzkreis aufweist, zahlt künftig im Extremfall ein Vielfaches des bisherigen Maximums.

Zweitens hat die ACER im März 2026 mit ihrer Empfehlung 02-2026 Vorschläge zur Verbesserung der europäischen Strommarktregeln veröffentlicht, die auf die wachsende Volatilität durch erneuerbare Energien reagieren. Die konkreten Empfehlungen betreffen unter anderem die Weiterentwicklung der Preisbildungsmethodik auf den europäischen Balancing-Plattformen PICASSO und MARI.

Dass Anpassungsbedarf besteht, hatte der Oktober 2025 gezeigt: Durch fehlerhafte Gebotsverarbeitung auf der PICASSO-Plattform entstanden am 22. und 23. Oktober 2025 in einzelnen Viertelstunden Regelarbeitspreise im hohen vierstelligen Bereich, die sich über die Ausgleichsenergie-Abrechnung direkt auf betroffene Bilanzkreisverantwortliche auswirkten. Der finnische ÜNB Fingrid leitete eine Untersuchung ein. Dieser Vorfall illustriert, wie stark die Abhängigkeit von zentralisierten europäischen Plattformen inzwischen ist und welche finanziellen Folgen Plattformfehler für einzelne Marktteilnehmer haben können.

Für Betreiber, die Regelenergie anbieten oder Ausgleichsenergie in großem Umfang handeln, bedeutet die Anhebung der Preisobergrenze ab Juli 2026 konkret: Das Risikomanagement für offene Bilanzkreispositionen muss überprüft werden. Zeitfenster mit hoher Systemstresswahrscheinlichkeit, zum Beispiel das 22-Uhr-Fenster an windreichen Tagen, sollten gezielt abgesichert werden, weil die potenziellen Kosten einer Fehlposition nach der Anhebung der Preisobergrenze deutlich größer sind als bisher.

Wirtschaftlichkeit, Kostenarten und Erlöspotenziale

Struktur der Regelenergiekosten und reBAP-Mechanik

Regelenergie ist nicht kostenlos. Die Frage ist nur, wer zahlt. Und die Antwort lautet: wer Ungleichgewichte verursacht.

Das Abrechnungssystem basiert auf dem sogenannten Bilanzausgleichsenergiepreis, kurz reBAP. Er wird viertelstündlich berechnet und ergibt sich aus dem Verhältnis der tatsächlich angefallenen Regelarbeitskosten aller vier Regelzonen zur eingesetzten Regelarbeitsmenge in diesem Viertelstundenintervall. Wer in einem bestimmten Viertelstundenfenster einen Überschuss oder ein Defizit in seinem Bilanzkreis aufweist, zahlt oder erhält den reBAP für diese Abweichung. Bei einem gut prognostizierten Bilanzkreis ohne Abweichung entstehen keine Ausgleichsenergiekosten.

Das Problem: Der reBAP kann in kurzen Zeitfenstern extrem hoch ausschlagen. Wenn das Netz unter starkem Stress steht und teure Regelenergie aktiviert werden muss, steigt der reBAP entsprechend. Mit der Anhebung der europäischen Preisobergrenze für Regelarbeitspreise von aktuell 15.000 Euro pro MWh auf 99.999 Euro pro MWh nach dem 24. Juli 2026 wächst das maximale Kostenrisiko für Bilanzkreisverantwortliche mit offenen Positionen deutlich. Ein Bilanzkreisverantwortlicher, der in einem Viertelstundenfenster 10 MWh im Defizit liegt und der reBAP trifft gleichzeitig den maximalen Bereich, zahlt dafür Kosten, die bisher schlicht nicht möglich waren.

Für das Verständnis der Kostenstruktur ist außerdem relevant, dass Regelenergie zwei separate Kostenpositionen erzeugt, die getrennt voneinander entstehen:

• Leistungskosten: Die ÜNB zahlen Anbietern eine feste Vergütung dafür, dass sie Kapazität vorhalten, unabhängig davon, ob sie tatsächlich abgerufen werden. Diese Kosten werden über Netzentgelte auf alle Netznutzer umgelegt.
• Arbeitskosten: Wenn Regelenergie tatsächlich aktiviert wird, entstehen zusätzliche Kosten für die gelieferte Energie. Diese werden über den reBAP auf die Verursacher der Ungleichgewichte umgewälzt.

Die Leistungskosten für Sekundärregelenergie lagen 2023 bei rund 400 Millionen Euro und sanken 2024 erstmals wieder spürbar. Bei der Primärregelenergie wurden die höchsten Kosten 2022 mit rund 112 Millionen Euro erreicht und haben sich im Folgejahr fast halbiert. Der Preisverfall im Regelenergiemarkt setzte sich bis ins erste Quartal 2026 fort, wobei erste Stabilisierungstendenzen erkennbar wurden.

Erlösprofile für Speicher und Erzeuger

Wer Regelenergie anbietet, hat grundsätzlich zwei Erlösquellen: die Leistungsvergütung für das Vorhalten von Kapazität und die Arbeitsvergütung bei tatsächlichem Abruf. Wie diese Erlöse in der Praxis aussehen, hängt stark davon ab, welches Produkt angeboten wird und welche Technologie dahintersteckt.

Primärregelenergie (FCR) zahlt ausschließlich eine Leistungsvergütung. Es gibt keinen separaten Arbeitsmarkt. Der Anbieter erhält seinen gebotenen Preis für die vorgehaltene Megawattleistung, unabhängig davon, wie oft und wie lange diese Leistung tatsächlich abgerufen wird. Das macht FCR wirtschaftlich planbar, aber auch abhängig vom aktuellen Marktpreisniveau. Batteriespeicher profitieren hier von einem technischen Vorteil: Sie reagieren schneller und präziser als konventionelle Kraftwerke und können gleichzeitig freie Wechselrichterleistung parallel für andere Produkte nutzen, etwa die neu eingeführte Momentanreserve.

Automatische Sekundärregelenergie (aFRR) bietet zwei Erlösströme. Die Leistungsauktion zahlt eine feste Vergütung für die vorgehaltene Kapazität. Im Regelarbeitsmarkt kommen zusätzliche Einnahmen hinzu, wenn der ÜNB die Anlage tatsächlich aktiviert. Wer niedrige Grenzkosten hat, also Wasserkraft oder Batteriespeicher, wird im Arbeitsmarkt bevorzugt aktiviert und erzielt entsprechend häufiger Arbeitserlöse. Anlagen mit hohen Grenzkosten, wie Gaskraftwerke, landen weiter hinten in der Abrufreihenfolge und verdienen fast ausschließlich über die Leistungsvergütung. Die geplante Einführung von 15-Minuten-Produkten voraussichtlich ab September oder Oktober 2026 wird es Anbietern mit variablem Output erlauben, ihre Kapazität besser auszuschöpfen, was das Erlöspotenzial in diesem Segment spürbar erhöhen dürfte.

Minutenreserve (mFRR) folgt derselben Logik wie die aFRR, aber mit manuellem Abruf und einer anderen Aktivierungsfrequenz. Da Abrufe seltener und gezielter erfolgen, ist das Erlösprofil variabler. Anlagen, die sowohl FCR als auch mFRR gleichzeitig anbieten wollen, müssen die technischen Kompatibilitätsanforderungen beachten, weil beide Produkte auf dieselbe Anlage zugreifen könnten.

Momentanreserve ist seit Januar 2026 als eigenständiges Produkt beschaffbar und zahlt ausschließlich eine Verfügbarkeitsvergütung, also einen Festpreis für das bloße Bereithalten der Leistung. Die Sätze für die erste Festpreisperiode bis Januar 2028 liegen je nach Produkt und Richtung zwischen 76 und 888,50 Euro pro Megawattsekunde und Jahr. Für Batteriespeicher mit netzbildendem Wechselrichter, der zertifiziert über seine Nennleistung betrieben werden kann, ergibt sich daraus rechnerisch ein Potenzial von bis zu 27.000 Euro pro Megawatt Netzanschlussleistung und Jahr, ohne dass die Batteriekapazität selbst belastet wird. Das macht Momentanreserve zu einer attraktiven Zusatzerlösquelle, sofern die technischen Voraussetzungen erfüllt sind.

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