Von: Stephanie Gust
Der Umbau des Energiesystems schreitet zügig voran. Zunehmend kommt Strom bekanntlich aus erneuerbaren Quellen, während klassische Kraftwerke vom Netz gehen. Doch was bedeutet das für die Stabilität unseres Stromsystems? Dieser Frage widmet sich der aktuelle Systemstabilitätsbericht der vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern. Die vier geben dabei klare Handlungsempfehlungen, die von der Bundesnetzagentur bestätigt und unterstützt werden
Was ist Systemstabilität – und warum ist sie so wichtig?
Systemstabilität beschreibt die Fähigkeit des Stromnetzes, trotz Störungen wie Lastsprüngen, Kurzschlüssen oder dem Ausfall großer Kraftwerke stabil zu bleiben. Damit das gelingt, müssen Frequenz und Spannung im Netz jederzeit innerhalb definierter Grenzen liegen. Nur dann lassen sich gefährliche Kettenreaktionen oder ein großflächiger Blackout vermeiden. Wichtig: Die Systemstabilität ist nicht gleichzusetzen mit der Versorgungssicherheit, also der Frage, ob ausreichend Strom verfügbar ist. Vielmehr geht es darum, wie robust das Netz auf plötzliche Änderungen reagieren kann. Und welche technischen Mittel dafür bereitstehen.
Hintergrund
Gemäß § 12i Energiewirtschaftsgesetzes müssen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erstmals zum 1. Januar 2025 ihren Systemstabilitätsbericht vorlegen, anschließend im Zwei‑Jahres-Takt; die Bundesnetzagentur bewertet ihn bis 30. Juni desselben Jahres und überwacht die Umsetzung der Maßnahmen. Der aktuelle Bericht baut auf Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan (NEP) 2025 bis 2037 auf, für den die Bundesnetzagentur am 30. April 2025 die Grundlage genehmigte. Analysiert wurden technische Anforderungen und Resilienzniveaus – insbesondere für Blindleistung, Frequenzhaltung, Trägheit, Momentanreserve und Systemschutz.
Zentrale Erkenntnisse und Bedarfe für die Jahre 2027 bis 2037
Der Rückgang konventioneller Kraftwerke führt zu einem hohen Bedarf an Ersatzleistungen (Blindleistung, Trägheit, Momentanreserve). Dezentrale Anlagen im Verteilnetz müssen zunehmend stabilisieren, zum Beispiel durch netzdienliche Inverter, Speicher oder flexible Lastdecken. Vereinzelte Transformationspfade zeigen: Nur mit kombiniertem Einsatz aus marktlichen Beschaffungen (Ausschreibungen), Betreiber-eigenen Mitteln und verbindlichen Anschlussbedingungen lässt sich der Bedarf abdecken.
Technische Herausforderungen im Detail
Die technischen Herausforderungen zur Sicherung der Systemstabilität rücken zunehmend in den Mittelpunkt der Netzplanung. Vor allem durch den Rückgang konventioneller Kraftwerke, bislang Hauptträger für Trägheit, Blindleistung und Systemschutz, müssen neue Lösungen gefunden werden. Der aktuelle Bericht zeigt: Ohne gezielte technische Maßnahmen drohen Versorgungslücken bei den sogenannten Systemdienstleistungen.
Frequenzhaltung und Trägheit:
Eines der größten Probleme ist der Verlust rotierender Masse im Stromsystem. Generatoren klassischer Kraftwerke stabilisierten bisher durch ihre Masseträgheit die Netzfrequenz bei plötzlichen Schwankungen. Mit der zunehmenden Einspeisung aus PV- und Windkraftanlagen – die über leistungselektronische Umrichter einspeisen – entfällt dieser physikalische Effekt. Um die Frequenzhaltung dennoch zu gewährleisten, sind Speichersysteme mit schneller Reaktionszeit (zum Beispiel Batteriespeicher) sowie virtuelle Kraftwerke gefragt. Diese Systeme können gezielt sogenannte „synthetische Trägheit“ bereitstellen und helfen dabei, Frequenzabweichungen im Millisekundenbereich zu dämpfen.
Blindleistung und Spannungsstabilität:
Ein weiteres zentrales Thema ist die Bereitstellung von Blindleistung zur Spannungshaltung. Die Bundesnetzagentur betont, dass Windkraft- und PV-Anlagen künftig vermehrt über sogenannte Volt-Var-Regelungen stabilisierend wirken müssen. Dazu gehört, dass netzdienliche Inverter nicht nur Wirkleistung, sondern auch schnell regelbare Blindleistung einspeisen – insbesondere in kritischen Netzsituationen. Der Umbau bestehender Anlagen und neue technische Anschlussregeln (TAR) stehen dabei auf der Agenda.
Systemschutz und Netzwiederaufbau:
Auch im Bereich Schutztechnik und Wiederanlaufverfahren müssen Netzbetreiber nachjustieren. Der Bericht verweist auf notwendige Anpassungen bei Schutzkonzepten, vor allem für Fälle kurzzeitiger Spannungsausfälle oder bei Netzauftrennungen. Schutzsysteme müssen in der Lage sein, zwischen normalen Spannungsschwankungen und tatsächlichen Fehlern zu unterscheiden. Diese Anforderung ist bei dezentralen Erzeugern technisch herausfordernd. Zudem bedarf es neuer Konzepte für den Netzwiederaufbau nach einem Totalausfall, da klassische Schwarzstartkraftwerke zunehmend vom Netz verschwinden.
Netzinfrastruktur und Betriebsmittel:
Zur Kompensation systemstabilisierender Funktionen empfehlen die Übertragungsnetzbetreiber gezielte Investitionen in zusätzliche Netzbetriebsmittel. Dazu zählen unter anderem rotierende Phasenschieber, die durch ihre Massenträgheit Trägheit bereitstellen können, sowie STATCOMs. Letztere ermöglichen eine schnelle Bereitstellung von Blindleistung und tragen damit zur Spannungsregelung bei . Vor allem in Hochspannungsnetzen, wie sie in den Netzentwicklungsplänen für 2037/2045 vorgesehen sind. Die Bundesnetzagentur prüft zudem, ob der systematische Einsatz solcher Betriebsmittel in künftigen Ausschreibungen verankert werden sollte.
Wesentliche Empfehlungen der Bundesnetzagentur:
Am 31. Juli 2025 veröffentlichte die Bundesnetzagentur ihre Bewertung des Systemstabilitätsberichts. Präsident Klaus Müller betonte dabei, man wolle die hohe Zuverlässigkeit des deutschen Stromsystems auch künftig sichern. Die Bundesnetzagentur unterstützt die vorgeschlagenen Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber ausdrücklich – und ergänzt sie um zentrale regulatorische Handlungsfelder.
Zu den empfohlenen Maßnahmen zählen:
- Überarbeitung technischer Netzkodizes, insbesondere "Requirements for Generators“, "Demand Connection“ und "HVDC“
- Anpassungen im Systemschutzplan und im Netzwiederaufbaukonzept
- Evaluierung zusätzlicher Netzbetriebsmittel, etwa rotierende Phasenschieber und STATCOMs, insbesondere mit Blick auf den Netzentwicklungsplan 2037/2045
- Schaffung gesetzlicher Grundlagen für flexible Backup-Kraftwerke, die in der Lage sind, bei Bedarf systemstabilisierende Leistungen kurzfristig bereitzustellen
Die Bundesnetzagentur macht deutlich: Um die Systemstabilität auch ohne konventionelle Kraftwerke zu gewährleisten, braucht es nicht nur technische Lösungen, sondern auch einen passenden regulatorischen Rahmen. Zu Beispiel zur gezielten Beschaffung oder Vorhaltung von Systemdienstleistungen.
Aktuelle Zwischenergebnisse: Reservebedarfe & Redispatch
Für den Winter 2025/26 bestätigt die Bundesnetzagentur eine Netzreserve von 6.493 MW, was rund sieben Prozent weniger ist als im Vorjahr. Dieser Bedarf wird zu 5.149 MW durch inländische Reservekraftwerke gedeckt, der Rest (1.344 MW) durch ausländische Kraftwerkspools. Zudem rechnet die Bundesnetzagentur im Winter 2025/26 mit einer Redispatchmenge von rund 17 TWh – und damit etwa 30 Prozent weniger als im prognostizierten Vorjahreswert von 25 TWh.
Was bedeutet das für Stadtwerke und Netzbetreiber?
Obwohl der Systemstabilitätsbericht 2025 keine Stadtwerke oder Verteilnetzbetreiber namentlich nennt, gelten die beschriebenen Anforderungen zwangsläufig auch auf der Ebene der Verteilnetze.
1. Technische Anschlussbedingungen konsequent umsetzen und weiterentwickeln:
Erzeugungsanlagen wie PV-Wechselrichter oder Windenergieanlagen müssen künftig systemdienlich ausgelegt sein. Zum Beispiel zur Bereitstellung von Blindleistung oder synthetischer Trägheit. Stadtwerke als Netzbetreiber müssen sicherstellen, dass diese Anforderungen über die technischen Anschlussregeln (TAR) und Netzanschlussverträge verlässlich durchgesetzt werden. Das bedeutet auch, dass bei neuen Anlagen gezielt Invertertechnologien gefordert werden, die Spannungs- und Frequenzstützung leisten können.
2. Schutzkonzepte überprüfen und koordinieren:
Gerade in Verteilnetzen, die zunehmend durch dezentrale Einspeisung geprägt sind, müssen Schutzsysteme auf neue Anforderungen angepasst werden. Der Bericht nennt explizit die Notwendigkeit, zwischen kurzzeitigen Spannungseinbrüchen und echten Fehlern unterscheiden zu können. Auch die Rolle der Stadtwerke beim Netzwiederaufbau nach Störungen rückt stärker in den Fokus – entsprechende Prozesse und Systeme müssen geprüft und gegebenenfalls modernisiert werden.
3. Beitrag zur Bereitstellung systemrelevanter Leistungen leisten:
Akteure können entweder selbst in stabilisierende Betriebsmittel investieren – etwa Batteriespeicher, rotierende Phasenschieber und Static Synchronous Compensators (STATCOM) – oder sich an marktlichen Beschaffungsprozessen beteiligen, etwa bei Ausschreibungen für Systemdienstleistungen. Auch virtuelle Kraftwerke im Stadtwerkeverbund können künftig einen Beitrag leisten, sofern sie technisch für schnelle Reaktionen auf Netzsignale ausgelegt sind.
Ein zentraler Appell der Übertragungsnetzbetreiber lautet: Die Systemverantwortung endet nicht am Umspannwerk. Die Verteilnetzebene wird künftig eine tragende Rolle bei der Sicherung der Netzstabilität übernehmen – technisch, organisatorisch und regulatorisch.
Wie geht es weiter?
Die Handlungsempfehlungen aus dem Systemstabilitätsbericht sind kein Selbstzweck. Sie bilden die Grundlage für regulatorische und marktliche Maßnahmen, mit denen der identifizierte Bedarf gedeckt werden soll. Die Bundesnetzagentur unterstützt diesen Ansatz und kündigt eine enge Begleitung der Umsetzung an.
Zu den möglichen Umsetzungsinstrumenten zählen unter anderem:
- Ausschreibungen für Systemdienstleistungen, um netzstabilisierende Leistungen marktbasiert zu beschaffen
- Anpassungen technischer Anschlussregeln (TAR), um systemrelevante Anforderungen an neue Erzeugungsanlagen verbindlich zu machen
- Neue Vorgaben für Netzanschluss und Betriebspflichten, insbesondere für dezentrale Anlagen und flexible Lasten
- Monitoring und ergänzende Analysen durch die Bundesnetzagentur, um die Wirkung der Maßnahmen zu überprüfen und weiterzuentwickeln
Ziel ist ein widerstandsfähiges, flexibles Stromsystem, das auch in einer weitgehend erneuerbaren Energieversorgung stabil betrieben werden kann. Der Bericht kann hier heruntergeladen werden.
