Batterien bieten längst mehr als Arbitrage oder Reserveleistungen – sie entwickeln sich zu einer zentralen Infrastruktur, die einen Frequenzzusammenbruch verhindert, wenn das Stromsystem unter Stress steht.

Deutschlands neues, marktbasiertes Trägheitsprodukt macht diesen Wert sichtbar: Bleibt eine Batterie verfügbar, um Frequenzschwankungen abzufedern, kann sie zusätzlich zu den Markterlösen eine feste jährliche Vergütung von etwa 20.000 €/MW/Jahr erhalten.

Dieser Artikel erklärt, wie das System funktioniert und wie Betreiber diese neue Rolle monetarisieren können, ohne auf ihre Kernerlöse zu verzichten.

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1. Was ist Trägheit, und warum wird sie immer dringlicher?

Mit dem Rückzug der rotierenden Kraftwerksflotte in Deutschland wächst das Problem der Netzstabilität. Trägheit – die physikalische Eigenschaft, bei der die kinetische Energie rotierender Massen Frequenzänderungen abfedert, gemessen in Megawattsekunden (MWs) – verschwindet zunehmend.

Kommt es zu einem Ausfall eines Generators, Interkonnektors oder einer Last, ist die anfängliche Frequenzänderungsgeschwindigkeit (RoCoF) in einem Netz mit hoher Trägheit langsamer. Dadurch bleibt mehr Zeit für Frequenzregelungsdienste (FCR, aFRR und mFRR), um zu reagieren.

In einem Netz mit niedriger Trägheit verlaufen Frequenzereignisse schärfer und schneller, sodass Generatoren und Lasten sich abkoppeln müssen, um ihre Anlagen zu schützen, wenn der RoCoF 1 Hz/s überschreitet.

Grid-forming-Wechselrichter können heute die Physik der rotierenden Trägheit in etwa einer Millisekunde nachbilden. Sie speisen Leistung ein oder nehmen sie auf und puffern so Frequenzänderungen fast genauso wie synchrone Maschinen – ohne Brennstoffeinsatz.

Diese Fähigkeit wird europaweit strategisch wichtig. Und Deutschland ist eines der ersten Länder, das einen marktbasierten Wert dafür einführt.

Ab 2026 beschaffen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Trägheit über ein Festpreis-Produkt, das nur auf Verfügbarkeit basiert. Batterien benötigen dafür einen grid-forming Wechselrichter, was bis zu 5 % höhere Investitionskosten bedeutet, aber einen Zusatzerlös von 8.000–17.000 €/MW/Jahr bringt.

2. Wie groß ist das Potenzial, und wo wird Trägheit benötigt?

Der deutsche Trägheitsbedarf entspricht etwa 30 GW an Batterien im Jahr 2027. Bis 2037 steigt dieser Wert auf 72 GW. Auch andere Erzeuger und Lasten können bieten, aber die ÜNB erwarten, dass Batterien den Löwenanteil stellen.

Die Ausschreibung teilt Trägheit in zwei Produkte: positiv (der Wechselrichter erhöht die Leistung zur Frequenzanhebung) und negativ (Leistungsreduzierung zur Frequenzsenkung). Batterien können beide gleichzeitig mit minimalem Energieaufwand bereitstellen.

Ein lokales Erlössignal für Batterien?

Laut dem neuen Produkt können ÜNB Gebote ablehnen, sobald der Bedarf in einer Netzregion gedeckt ist. Damit wäre Trägheit eines der wenigen erlösseitigen Lokalisierungssignale für BESS in Deutschland – in einem Markt, in dem Energie- und Systemdienstleistungspreise bislang landesweit einheitlich waren.

Die ÜNB betonen jedoch, dass die Ausweitung des Gesamtpools an geeigneten Assets Vorrang hat und Angebote nicht rein geografisch abgelehnt werden. Da die Preise im ganzen Land gleich sind, werden Batterien deutschlandweit dazu animiert, Trägheitsfähigkeit zu installieren.

Die wichtigsten Trägheitschancen:

• Nordwestdeutschland, wo Gleichstromleitungen von Offshore-Windanlagen einspeisen (geringe natürliche Trägheit).
• Nordbayern, hohe Solardichte und nahe der Systemtrennlinie (siehe unten), was bei größeren Marktereignissen den Trägheitsbedarf erhöht.
• Geringer Zusatzbedarf an Trägheit in Nordrhein-Westfalen und Nordbaden-Württemberg (West- und Zentrumsdeutschland), wo viele konventionelle Kraftwerke stehen.

3. Wie funktioniert die Preisgestaltung?

Trägheitsverträge vergüten eine feste Rate für die Verfügbarkeit – aber nur, wenn das Asset Mindestverfügbarkeitsgrenzen einhält.

• Preise wurden durch Experteneinschätzung festgelegt und Anfang November veröffentlicht.
• Verfügbarkeit ist alles: Die Vergütung hängt ausschließlich von der Verfügbarkeit ab, gemessen über alle 15-Minuten-Intervalle am Jahresende; Energielieferung oder Aktivierungsdaten werden nicht erfasst.
• Alles-oder-Nichts-Prinzip: Wer unter die Schwelle fällt, verliert die gesamte Jahreszahlung. Die Vergütung steigt proportional mit zunehmender Verfügbarkeit.
• Zwei getrennte Produkte: Premium (mindestens 90 % Verfügbarkeit) oder Basic (30–90 % Verfügbarkeit). Batterien sind für beide berechtigt, aber nur das Premiumprodukt bringt einen relevanten Erlöszuwachs.

4. Operative Auswirkungen – und warum Ihr Wechselrichter entscheidend ist

Trägheit beeinflusst den Ladezustand einer Batterie kaum. Der Energiebedarf ist minimal (0,035 % einer 1-Stunden-Batterie, um als verfügbar zu gelten).

Die Herausforderung: Um 1 MWs Trägheit bereitzustellen, muss eine Batterie 0,08 MW Wechselrichterleistung freihalten. Die Verfügbarkeit wird rückwirkend über das Kalenderjahr geprüft: Die ÜNB bewerten jedes 15-Minuten-Intervall und prüfen, ob genug Reserve vorhanden war.