Momentanreserve: Neuer Markt für Batteriespeicher – Was Investoren 2026 wissen müssen
Excerpt
Dieser Artikel richtet sich an Investoren, Projektentwickler und Unternehmen, die sich für die Rolle von Batteriespeichern im neuen Momentanreserve-Markt ab 2026 interessieren – und erklärt die technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Hintergründe sowie die Auswirkungen auf den Business Case.
Seit dem 22. Januar 2026 dürfen Batteriespeicher erstmals am deutschen Momentanreserve-Markt teilnehmen – mit Festpreisen von bis zu 888,50 €/MWs/Jahr und Vertragslaufzeiten von bis zu 10 Jahren. Der neue Markt eröffnet Speicherinvestoren eine zusätzliche, planbare Erlösschicht, die andere Vermarktungswege kaum einschränkt. Was technisch und regulatorisch dahintersteckt – und was das für den Business Case bedeutet.
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Für Investoren: Deutschlands vier Übertragungsnetzbetreiber – 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW – beschaffen seit Januar 2026 erstmals marktgestützt Momentanreserve: eine Systemdienstleistung zur Netzstabilisierung, die bisher kostenlos von Kohlekraftwerken erbracht wurde. Batteriespeichersysteme mit netzbildenden Wechselrichtern können nun am neuen Markt teilnehmen und erhalten Festpreise von 805–888,50 €/MWs/Jahr im Premiumprodukt. Die Erlöse verbessern den Nettobarwert eines BESS-Projekts laut Aurora Energy Research um rund 14 % – bei minimaler Kapazitätsbindung. Gleichzeitig droht mit dem AgNes-Verfahren der BNetzA ein regulatorisches Risiko, das den IRR um bis zu 13 Prozentpunkte senken könnte. Der Momentanreserve-Markt ist ein wertvoller Baustein, aber kein Fundament: Ein solider Business Case muss auch ohne diese Erlöse funktionieren. Unternehmen, die eine eigene PV-Anlage mit Speicher suchen, finden alle Informationen unter Eigene PV-Anlage für Ihren Betrieb.
INHALTSVERZEICHNIS
Das Stromnetz und die 50-Hertz-Frage
Was ist Momentanreserve – und warum wird sie jetzt gehandelt?
So funktioniert der neue Markt: Festpreise, Produkte, Laufzeiten
Was ein Batteriespeicher konkret verdienen kann
Netzbildende Wechselrichter: der technische Flaschenhals
Revenue Stacking: Momentanreserve im Erlösmix
AgNes & Netzentgelt-Reform: Das Risiko im Raum
Was das für PV-Investoren bedeutet
FAQ
Quellen
1. Das Stromnetz und die 50-Hertz-Frage
Das europäische Stromnetz läuft exakt bei 50 Hertz. Sobald Erzeugung und Verbrauch auseinanderfallen, entstehen Leistungsungleichgewichte – und die Netzfrequenz muss innerhalb von Millisekunden stabilisiert werden. Bisher übernahmen Kohle- und Gaskraftwerke diese Aufgabe automatisch, durch die kinetische Energie ihrer rotierenden Turbinen und Schwungmassen. Momentanreserve aus Batteriespeichern ist damit eine entscheidende Voraussetzung für den stabilen Betrieb eines klimaneutralen Netzes.
Stellen Sie sich das Stromnetz wie ein Orchester vor. Alle Instrumente spielen im gleichen Takt – und dieser Takt ist die Netzfrequenz. Sinkt sie unter 49,8 Hz, schalten automatisch Kraftwerke ab. Steigt sie über 50,2 Hz, passiert dasselbe in die andere Richtung. Das Zeitfenster, in dem gegengesteuert werden muss, liegt bei Sekunden – nicht Minuten. Momentanreserve muss die Veränderungen im Netz dabei von jetzt auf gleich ausbremsen können, noch bevor jedes andere Regelinstrument reagiert.
Genau diese Sofortreaktion ist laut Bundeswirtschaftsministerium eine zentrale Systemdienstleistung für die Systemstabilität der Stromversorgung: die inhärente, unverzögerte Reaktion einer Anlage auf Frequenzabweichungen, noch bevor Regelenergiemärkte wie FCR oder aFRR in den Netzbetrieb eingreifen können. Die physikalische Basis dieser Reaktion ist die Massenträgheit – also die Energie, die in den rotierenden Massen von Generatoren und Turbinen gespeichert ist und bei einem Leistungsungleichgewicht automatisch abgegeben wird.
Das Problem: 2025 hat Photovoltaik erstmals die Braunkohle bei der Nettostromerzeugung überholt. Mit der Abschaltung der Atommeiler und vieler Kohlekraftwerke sinkt die Zahl der Turbinen, die aufgrund ihrer Massenträgheit das Netz stabilisieren. Großkraftwerke auf Kohle- und Kernkraftbasis – die bisherigen Träger dieser Netzstabilisierung – werden planmäßig abgeschaltet. Im Zuge der Energiewende hin zu Wind und Solar geht damit eine kinetische Trägheit verloren, die sich nicht einfach ersetzen lässt. Die Anlagen der erneuerbaren Energien sind über Stromrichter ans Netz angebunden und liefern von sich aus keine Massenträgheit. Batteriespeicher können hier die Stützfunktion fossiler Großkraftwerke übernehmen – und tragen damit zu einer treibhausgasfreien Stromversorgung bei.
Der Systemstabilitätsbericht 2025 der Bundesnetzagentur beziffert den Momentanreserve-Bedarf im deutschen Stromnetz für 2030 auf bis zu 314 GW·s positiv und 562 GW·s negativ über alle vier Regelzonen. Amprion-Analysen zeigen: Ohne Gegenmaßnahmen könnte sich die Zahl kritischer Frequenzereignisse bis 2030 auf über 2.300 pro Jahr verdoppeln. Der Iberische Blackout vom 28. April 2025 – Europas schwerster seit über 20 Jahren – hat die Nachfrage nach neuen Lösungen zur Netzstabilität nachdrücklich unterstrichen.
2. Was ist Momentanreserve – und warum wird sie jetzt gehandelt?
Momentanreserve ist keine klassische Regelenergie – sie ist eine physikalische Eigenschaft: die Fähigkeit einer Anlage, bei Frequenzabweichungen innerhalb von Millisekunden bis zu 30 Sekunden automatisch Leistung bereitzustellen, bevor jeder Regelkreis greift. Diese Systemdienstleistung wurde bis 2026 als kostenloses Nebenprodukt fossiler Kraftwerke behandelt. Das hat sich geändert. Wichtig dabei: Momentanreserve kann auch von anderen sogenannten netzbildenden Anlagen bereitgestellt werden – nicht nur von Batteriespeichern.
Definition: Momentanreserve ist die automatische, unverzögerte Energieabgabe oder -aufnahme einer Anlage als Reaktion auf Leistungsungleichgewichte im Stromnetz. Sie hilft, die Frequenz im Stromnetz sehr kurzfristig zu stabilisieren – und ist damit eine zentrale Systemdienstleistung für die Systemstabilität der gesamten Stromversorgung. (Bundeswirtschaftsministerium / VDE FNN)
Am 22. Januar 2026 starteten die deutschen Übertragungsnetzbetreiber – 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW – die erste marktgestützte Beschaffung von Momentanreserve. Das Marktdesign basiert auf der BNetzA-Festlegung BK6-23-010 gemäß §§ 12h Abs. 5 und 29 Abs. 1 EnWG. Ziel ist es, die schwindende Massenträgheit abgehender Großkraftwerke durch vergütete Beschaffung bei neuen Marktteilnehmern zu ersetzen.
Das Entscheidende für Investoren: Erstmals dürfen Batteriespeicher und andere umrichterbasierte Anlagen am Markt teilnehmen. Technisch möglich wird das über sogenannte netzbildende Wechselrichter (Grid-Forming Inverters), die das Verhalten rotierender Synchronmaschinen mit ihrer Massenträgheit simulieren können – als virtuelle, softwaregesteuerte Trägheit über Steuerungstechnik.
Deutschlands Ansatz ist europaweit ein Vorreitermodell. Großbritannien hat im Rahmen des Stability Pathfinder-Programms bereits drei Phasen mit insgesamt rund 36 GVA·s kontrahierter Trägheit abgeschlossen. Eines der aktuell größten Projekte in Europa ist Blackhillock in Schottland (Zenobe): 300 MW/600 MWh Gesamtkapazität, Phase 1 mit 200 MW seit Mai 2025 in Betrieb. Das Bundeswirtschaftsministerium nennt diesen Standort ausdrücklich als Beispiel für die Nutzung von Batteriespeichern zur Bereitstellung von Momentanreserve – zentralen Komponenten stammen aus Deutschland. Irland betreibt seit 2018 sein DS3-Programm mit einem Trägheitsboden von mindestens 23 GW·s. Im niederländischen Moerdijk betreibt RWE gemeinsam mit TotalEnergies (Projekt OranjeWind) einen Batteriespeicher mit 7,5 MW und 11 MWh – das erste seiner Art im zentraleuropäischen Verbundnetz, das explizit für Trägheitsdienste ausgelegt wurde. Auf dem Gelände des Gaskraftwerks Moerdijk nutzt der LFP-Batteriespeicher netzbildende Wechselrichter, um im Millisekunden-Bereich auf Frequenzabweichungen zu reagieren. RWE-CEO Nikolaus Valerius bezeichnete die Anlage als Blaupause für zukünftige Großprojekte weltweit.
3. So funktioniert der neue Markt: Festpreise, Produkte, Laufzeiten
Der deutsche Momentanreserve-Markt ist kein Auktionssystem – er funktioniert über feste Vergütungssätze. Alle qualifizierten Anbieter erhalten denselben administrativ festgelegten Preis, und die Netzbetreiber sind verpflichtet, alle Angebote anzunehmen, die die technischen Anforderungen erfüllen. Für Batteriespeichersysteme bedeutet das Planungssicherheit von Anfang an.
Die vier Produkte im Überblick
Das Marktdesign unterscheidet vier Produkte nach Richtung (positiv/negativ) und Verfügbarkeitslevel. Das Premiumprodukt verlangt eine hohe Verfügbarkeit, zahlt dafür aber rund das 10-fache des Basisprodukts:
Premiumprodukt (90 % Verfügbarkeit der Viertelstunden):
Festpreis Basis (FP0): 805,00 €/MWs/Jahr
Festpreis Maximum (FP0 + FP1 bei 100 % Verfügbarkeit): 888,50 €/MWs/Jahr
Basisprodukt (30 % Verfügbarkeit der Viertelstunden):
Festpreis Basis (FP0): 76,00 €/MWs/Jahr
Festpreis Maximum: 109,50 €/MWs/Jahr
Wichtige Regeln für den Netzbetrieb:
Wer im Premiumprodukt die 90 %-Schwelle nicht erreicht, erhält null Vergütung – kein Rückfall ins Basisprodukt
Angebote werden kontinuierlich akzeptiert – kein periodischer Auktionszyklus mit Umsetzungsfrist
Vertragslaufzeiten: 2 bis 10 Jahre frei wählbar; Neubauten erhalten bis zu 3 Jahre Vorlaufzeit
Die erste Festpreisperiode gilt vom 22.01.2026 bis 21.01.2028
Beschaffungsplattform: netztransparenz.de (nicht regelleistung.net)
Präqualifikation über: PQ-Portal (pq-portal.energy)
Zu den dokumentierten frühen Marktteilnehmern gehören Vermarkter wie Entrix (u. a. für ENNI 16,9 MW, MW Storage 100 MW/200 MWh Arzberg, Energieversorgung Beckum 20 MW/55 MWh) sowie Fluence und The Mobility House Energy. Projektentwickler Nikolaus Valerius von Entrix Energy gilt als einer der ersten, der die Präqualifikation für mehrere Anlagen am Starttag einleitete.
Hinweis: Erste aggregierte Beschaffungs-Daten werden die Übertragungsnetzbetreiber frühestens Q1/2027 veröffentlichen. Aktuelle MW-Zahlen liegen noch nicht öffentlich vor.
4. Was ein Batteriespeicher konkret verdienen kann
Ein 1-MW-Batteriespeicher mit netzbildendem Wechselrichter kann im Premiumprodukt rund 20.000–22.000 €/Jahr aus dem Momentanreserve-Markt erzielen – bei einer Energievorhaltung von nur ca. 0,35 kWh. Die Speicherkapazität wird damit kaum gebunden, was den Einsatz anderer Erlösquellen nicht einschränkt.
So berechnet sich die Vergütung
Die kontrahierbare Menge hängt von der installierten Leistung und der parametrierten Massenträgheit ab. Die BNetzA-Formel lautet:
E_Mom = 0,5 × m × T_A × P_rE
m = frei wählbarer Trägheitsparameter (0 bis 1)
T_A = Anlaufzeitkonstante, maximal 25 Sekunden (die virtuelle Massenträgheit der Anlage)
P_rE = Nennwirkleistung in MW
Für ein 1 MW BESS mit m = 1 und T_A = 25 s ergibt das 25 MWs kontrahierbare Momentanreserve.
Erlöse im Beispiel:
Bei 90 % Verfügbarkeit (Premiumprodukt FP0): 25 MWs × 805 € = 20.125 €/Jahr
Bei 100 % Verfügbarkeit (FP0+FP1): 25 MWs × 888,50 € = 22.213 €/Jahr
Wie viel Speicherkapazität wird wirklich gebunden?
Der entscheidende Vorteil von Momentanreserve gegenüber anderen Systemdienstleistungen ist die extrem geringe Energievorhaltung: Für eine Anlage mit 100 MW und 100 MWh Speicherkapazität werden lediglich ca. 35 kWh Energieinhalt benötigt. Bei einem 1-MW-System sind es rund 0,35 kWh – ein Bruchteil der Gesamtkapazität.
Bereits mit einem m-Faktor von 0,3 lässt sich das Premiumprodukt bedienen. Die restlichen 70 % der Nennleistung stehen für FCR, aFRR, Day-Ahead-Arbitrage und Intraday-Handel uneingeschränkt zur Verfügung. Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP), die heute den Markt für stationäre Großspeicher dominieren, sind für diese Art von Zyklisierung besonders geeignet: hohe Verfügbarkeit bei niedrigem Energiegehalt, mehr als 10.000 Ladezyklen und ein Wirkungsgrad von 92–95 %. Gegenüber NMC-Zellen überzeugt LFP durch höhere Sicherheit, bessere Temperaturstabilität und geringere Kosten – LFP hat sich damit als Standard für stationäre Großspeicher etabliert.
Ein Blick auf die Hardware zeigt den Fortschritt: Standard-Batteriecontainer für Großspeicher erreichen heute Kapazitäten von über 5 MWh je Einheit, der Trend geht klar zu 6–8 MWh – und darüber hinaus. Intilion kombiniert in seiner aktuellen BESU-Einheit zwei LFP-Container zu 8,1 MWh Systemkapazität. CATL präsentierte 2025 auf der Smarter E in München den Tener Stack mit 9 MWh als weltweit erstes System dieser Kapazitätsklasse. Diese Entwicklung senkt die Systemkosten pro kWh und erhöht die Speicherdichte auf dem Gelände deutlich.
Zur Einordnung der oft zitierten „+14 %-Steigerung": Aurora Energy Research beziffert die Verbesserung des Nettobarwerts (NPV) um rund 14 % bei optimiertem Revenue Stacking – die IRR-Steigerung beträgt maximal 0,9 Prozentpunkte für ein 2h-System (COD 2029). Wichtig: Diese Zahlen basieren auf Modellrechnungen und sind keine Renditegarantie.
| Produkt | Mindest-Verfügbarkeit | Vergütung pro MWs/Jahr |
|---|---|---|
| Premium | I 90 % | I 805 – 888 € |
| Basis | I 30 % | I 76 – 110 € |
Die Vergütung bezieht sich auf die Verfügbarkeit, nicht auf den tatsächlichen Abruf. Das macht die Einnahmen planbar. Verträge laufen zwischen 2 und 10 Jahren – mit festgeschriebenem Preis über die gesamte Laufzeit.
Ein Rechenbeispiel: Ein Speicher mit 1 MW Leistung und entsprechender Zertifizierung kann im Premium-Segment rund 20.000 Euro pro Jahr zusätzlich erlösen. Bei größeren Anlagen skaliert das entsprechend.
5. Netzbildende Wechselrichter: der technische Flaschenhals
Netzbildende Wechselrichter sind die Grundvoraussetzung für eine Teilnahme am Momentanreserve-Markt – und aktuell der wichtigste Engpass. Sie unterscheiden sich fundamental von den heute dominierenden netzfolgenden Wechselstrom-Systemen und erfordern eine aufwendige VDE-Zertifizierung, die nur wenige Anlagen weltweit besitzen.
Netzfolgend vs. netzbildend – der Unterschied
Netzfolgende Wechselrichter (heute Standard in fast allen PV- und Speicheranlagen):
Richten sich nach der vorhandenen Netzspannung und -frequenz
Folgen dem Netz mit Stromrichtern, stabilisieren es aber nicht aktiv
Können keine synthetische Massenträgheit liefern
Reagieren auf Frequenzabweichungen nur mit Verzögerung
Netzbildende Wechselrichter (Voraussetzung für Teilnahme am Momentanreserve-Markt):
Regeln Spannung und Frequenz aktiv – unabhängig vom Netz
Verhalten sich über Steuerungstechnik wie virtuelle Synchrongeneratoren mit Massenträgheit
Liefern synthetische Trägheit bei Frequenzabweichungen ohne Verzögerung
Können schwarzstartfähig sein und Kurzschlussstrom bereitstellen
Stand der Zertifizierungen (März 2026)
Die technischen Anforderungen für die Bereitstellung von Momentanreserve wurden von Bundesnetzagentur und VDE FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE) gemeinsam entwickelt. Der VDE FNN-Hinweis „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve" wurde erstmals im Juli 2024 veröffentlicht und mit vollständigen Nachweis- und Zertifizierungsverfahren im Mai 2025 in Version 2.0 finalisiert. Das VDE FNN ist dabei der technische Regelsetzer, während die BNetzA den Marktrahmen per Festlegungsverfahren BK6-23-010 definiert – beide Säulen zusammen bilden die rechtliche und technische Grundlage für den Marktstart.
Stand März 2026 hat SMA Solar als einziger Hersteller ein veröffentlichtes VDE-AR-N Einheitenzertifikat für den netzbildenden Modus erhalten. Die Zertifizierung wurde am 2. September 2025 erteilt und gilt für die Produktfamilien Sunny Central Storage UP und UP-XT.
Weitere Hersteller wie Sungrow (PowerTitan 3.0), Huawei (Smart String Grid-Forming ESS) und Fluence verfügen über grid-forming-fähige Produkte, haben jedoch keine öffentlich kommunizierte deutsche VDE-Zertifizierung. Fraunhofer ISE hat ein standardisiertes Benchmark-Testverfahren entwickelt, das die Grundlage für die Prüfprozesse beim VDE bildet.
Realistischer Zeitplan bis zur breiten Verfügbarkeit: 2028–2030. Für neue Projekte bedeutet das: Wer heute plant, sollte die Momentanreserve-Fähigkeit als Zukunftsoption mitdenken, auch wenn sie noch nicht sofort genutzt werden kann.
6. Revenue Stacking: Momentanreserve im Erlösmix
Momentanreserve ist kein Ersatz für bestehende Erlösquellen – sie ist eine Ergänzung. Da die Kapazitätsbindung minimal ist, lässt sich der neue Markt mit FCR, aFRR, Day-Ahead-Arbitrage und Intraday-Handel nahezu ohne Einschränkungen kombinieren. Für Batteriespeichersysteme entsteht damit ein breiterer und stabilerer Erlösmix.
Ein optimierter Revenue Stack für ein 1 MW / 2 MWh BESS mit Lithium-Eisenphosphat-Batterie sieht 2026 ungefähr so aus:
aFRR (Kapazität + Energie): 80.000–160.000 €/MW/Jahr – profitabelster Einzelmarkt
FCR: ca. 106.000 €/MW/Jahr (enervis BESS-Index 2025)
Day-Ahead-Arbitrage: 30.000–70.000 €/MW/Jahr (Ø-Spread 2025: 130 €/MWh laut FfE)
Intraday-Arbitrage: 10.000–30.000 €/MW/Jahr
Momentanreserve (Premiumprodukt): ca. 20.000–22.000 €/MW/Jahr – zusätzlich, ohne Kapazitätsverlust
Cross-Market-Potenzial gesamt: 148.500–195.000 €/MW/Jahr (enervis BESS-Index 2025)
Zum Vergleich: Der ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen beziffert den 12-Monats-Durchschnitt bei Cross-Market-Optimierung auf ca. 195.000 €/MW/Jahr. Momentanreserve kann diesen Stack weiter verbessern, ohne andere Märkte zu verdrängen – ein seltenes Merkmal im Systemdienstleistungsmarkt.
Wichtig: Momentanreserve ist formal keine Regelleistung und konkurriert daher nicht direkt mit FCR oder aFRR um dieselbe Kapazität. Das macht sie zur bisher einzigen Systemdienstleistung, die sich nahezu reibungslos mit allen anderen Erlösquellen kombinieren lässt.
Wie Batteriespeicher als Teil einer Co-Location-Strategie den IRR von PV-Projekten um bis zu 29 % steigern, erklären wir ausführlich in unserem Artikel zu PV mit Batteriespeicher: Co-Location, Rendite und Wirtschaftlichkeit 2026.
7. AgNes & Netzentgelt-Reform: Das Risiko im RauM
Das AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur ist der größte regulatorische Unsicherheitsfaktor für Batteriespeicher in Deutschland. Die BNetzA-Orientierungspunkte vom Januar 2026 zeigen klar: Eine vollständige Befreiung von Netzentgelten ist mittelfristig nicht haltbar – und die möglichen Folgen für den Business Case von Speicheranlagen sind erheblich.
Was ist AgNes?
Das Festlegungsverfahren AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) ersetzt die auslaufende StromNEV und ARegV, die zum 31. Dezember 2028 außer Kraft treten. Die neue Systematik soll ab 1. Januar 2029 gelten. Am 16. Januar 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur ihre „Orientierungspunkte Speichernetzentgelte" – und löste damit massive Branchenproteste aus.
Was steht auf dem Spiel?
Energiebasierte Netzentgelte würden den IRR eines BESS-Projekts laut Aurora Energy Research um ca. 4,6 Prozentpunkte senken
Kapazitätsbasierte Netzentgelte – wie sie ähnlich in den Niederlanden diskutiert werden – könnten ihn um bis zu 13 Prozentpunkte senken und den Business Case vieler Großspeicher praktisch zerstören
Über 150 Unternehmen haben in einem offenen Brief Vertrauensschutz gefordert
Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) warnt: Mehr als 2,5 Mrd. € subventionsfreie Investitionen in deutschen Speicheranlagen seien gefährdet
Was gilt aktuell?
Derzeit schützt § 118 Abs. 6 EnWG Speicher, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, für 20 Jahre vor Netzentgelten. Die EnWG-Novelle November 2025 hat diese Befreiung auf Multi-Use-Speicher und bidirektionale Ladepunkte ausgeweitet. Allerdings enthält das Gesetz eine Abweichungskompetenz der Bundesnetzagentur – die Rechts- und Planungssicherheit bleibt damit eingeschränkt.
Welche weiteren regulatorischen Änderungen der KraftNAV-Reform den Netzanschluss für Co-Location-Projekte betreffen, lesen Sie in unserer Analyse der KraftNAV-Änderung und dem PV-Markt.
Fazit: Der Momentanreserve-Markt ist ein wertvolles Erlös-Add-on. Aber: Der Business Case eines Speicherprojekts sollte auch ohne diese Erlöse – und auch bei einem ungünstigen AgNes-Ergebnis – tragfähig sein. Risiken sind reell; wer sie kennt, kann sie in der Projektplanung einpreisen.
8. Was das für PV-Investoren bedeutet
Der neue Momentanreserve-Markt verändert die Renditelogik von Batteriespeichern – nicht grundlegend, aber spürbar. Für Investoren, die heute in PV mit Speicher investieren, eröffnet er eine planbare Zusatzrendite mit Festpreischarakter und langen Laufzeiten.
Was bedeutet das konkret?
Für Investoren, die mit Logic Energy zusammenarbeiten:
Mehr Erlösquellen: Speicheranlagen können Momentanreserve, aFRR, FCR und Arbitrage parallel bedienen – ohne Kapazitätskonflikte
Langfristige Planbarkeit: Festpreisverträge über 2–10 Jahre schaffen stabilen Cashflow als Teil des Erlösmix
Niedrige Kapazitätsbindung: Schon mit 30 % Leistungsvorhaltung lässt sich das Premiumprodukt bedienen; die restliche Leistung bleibt für andere Märkte frei
Zukunftsoption: Wer heute netzbildende Wechselrichter einplant, ist positioniert, wenn die Beschaffung von Momentanreserve in den kommenden Jahren weiter wächst
Der Momentanreserve-Markt ist dabei kein isoliertes Phänomen – er ist Teil eines grundlegenden Wandels im deutschen Netzbetrieb: Im Zuge der Energiewende werden Speicher vom Zusatzprodukt zum strategischen Asset. Wie sich negative Strompreise auf PV-Investoren auswirken und wie Batteriespeicher genau hier Erlöse sichern, haben wir in unserer Analyse zu negativen Strompreisen und PV-Investoren detailliert aufgezeigt.
Das Marktbild 2026 in Deutschland
Der Großspeicher-Markt wächst rasant – und die Nachfrage nach Systemdienstleistungen wie Momentanreserve steigt:
2,4 GW / 3,5 GWh Grid-scale-Batteriespeicher installiert in Deutschland (Ende 2025, Modo Energy)
Großspeicher-Zubau 2025: mehr als verdoppelt gegenüber 2024 (ISEA / RWTH Aachen, Januar 2026)
9,5 GW Pipeline allein für 2026/2027 – Projekte wie LEAG Jänschwalde (4 GWh) und EnBW Philippsburg (800 MWh) zeigen die Richtung
Gesamte installierte Batteriespeicherkapazität (alle Segmente): über 25,5 GWh (Ende 2025, BSW-Solar/MaStR)
Batteriepreise: 108 USD/kWh gesamt (BNEF, Dezember 2025); Lithium-Eisenphosphat-Batterien im stationären Segment erstmals günstigstes Segment weltweit bei rund 70 USD/kWh
Ausbauziel: Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert als Mindestkapazität 100 GWh bis 2030 – das wäre eine Vervierfachung gegenüber dem Stand Ende 2025 und erfordert eine mehr als Verdopplung des jährlichen Zubaus
Einen weiteren Trend, der den Wert von Batteriespeichern zusätzlich steigert: Künstliche Intelligenz wird zunehmend zur intelligenten Steuerung und Prognose der Netzleistung eingesetzt. Algorithmen optimieren in Echtzeit den Revenue Stack aus Arbitrage, Regelenergie und Momentanreserve – ein Bereich, der sich technisch und wirtschaftlich rasant weiterentwickelt.
Die Netzentgeltbefreiung bis August 2029 (§ 118 Abs. 6 EnWG), historisch günstige Lithium-Eisenphosphat-Batterien und der neue Momentanreserve-Markt als Systemdienstleistung schaffen gemeinsam ein Zeitfenster, das sich schließt. Wer heute investiert, sichert sich Erstmover-Vorteile in einem Markt mit strukturell wachsender Nachfrage.
Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Renditeangaben basieren auf historischen Werten der Firmengruppe Helm und externen Studien (Aurora Energy Research, Modo Energy, enervis) und sind keine Garantie zukünftiger Ergebnisse. IRR- und NPV-Angaben basieren auf Modellrechnungen unter bestimmten Annahmen. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Berater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: März 2026.
Zum PV-Investment → Der neue Momentanreserve-Markt macht Batteriespeicher als Bestandteil von PV-Projekten noch attraktiver. Erfahren Sie, wie das Investorenmodell von Logic Energy aufgebaut ist.
Der Momentanreserve-Markt ist ein Beleg dafür, dass das Energiesystem zunehmend Flexibilität honoriert – und dass Batteriespeicher in diesem Stromnetz eine immer wichtigere Rolle einnehmen. Wer heute in PV mit integriertem Speicher investiert, partizipiert nicht nur an einer neuen Erlösquelle, sondern positioniert sich für ein Jahrzehnt, in dem Netzstabilität zur knappen Ressource wird. Logic Energy plant und baut PV-Anlagen mit Batteriespeicher – von der Projektierung bis zur langfristigen Ertragsbeteiligung. Sprechen Sie uns an: Wir zeigen Ihnen, wie ein Projekt mit Momentanreserve-Fähigkeit für Ihre Situation konkret aussehen kann. Kostenfrei und unverbindlich. Jetzt Kontakt aufnehmen →
FAQ
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Momentanreserve ist die Fähigkeit einer Anlage, bei Frequenzabweichungen im Stromnetz innerhalb von Millisekunden automatisch Leistung bereitzustellen – ohne Aktivierungssignal. Batteriespeichersysteme können das mit netzbildenden Wechselrichtern nachahmen, die das Verhalten rotierender Synchronmaschinen mit ihrer Massenträgheit simulieren. Seit Januar 2026 vergüten die deutschen Übertragungsnetzbetreiber diese Systemdienstleistung mit Festpreisen von 805–888,50 €/MWs/Jahr im Premiumprodukt.
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Der Speicher muss über einen netzbildenden Wechselrichter verfügen und ein entsprechendes VDE-AR-N Einheitenzertifikat nachweisen. Stand März 2026 ist SMA Solar der einzige Hersteller mit einer veröffentlichten deutschen Zertifizierung. Die Präqualifikation läuft über das PQ-Portal (pq-portal.energy); die Mindestleistung ist nicht explizit limitiert, die Mindest-Anlaufzeitkonstante T_A liegt bei bis zu 25 Sekunden.
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Sehr wenig. Bei einem 1 MW Batteriespeichersystem mit T_A = 25 s und m-Faktor 0,3 werden ca. 3,75 MWs kontrahiert – mit einer Energievorhaltung von rund 0,1 kWh. Schon mit 30 % Leistungsvorhaltung lässt sich das Premiumprodukt bedienen; 70 % der Kapazität stehen für andere Märkte wie aFRR, FCR oder Arbitrage zur Verfügung.
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Es gibt vier Produkte: Premiumprodukt positiv/negativ (90 % Verfügbarkeit) und Basisprodukt positiv/negativ (30 % Verfügbarkeit). Im Premiumsegment zahlen die Netzbetreiber Festpreise von 805,00 €/MWs/Jahr bis 888,50 €/MWs/Jahr bei voller Verfügbarkeit. Für ein 1-MW-Speicher ergibt das rund 20.000–22.000 €/Jahr – bei minimaler Kapazitätsbindung. Die erste Festpreisperiode gilt bis 21.01.2028.
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Ja – und das ist einer ihrer größten Vorteile. Da Momentanreserve formal keine Regelleistung ist, schränkt sie FCR, aFRR oder Arbitrage kaum ein. Das Cross-Market-Potenzial eines 2h-BESS liegt laut enervis BESS-Index bei 148.500–195.000 €/MW/Jahr. Momentanreserve fügt dem Stack ca. 20.000 €/MW/Jahr hinzu – ohne andere Vermarktungswege zu blockieren.
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AgNes ist das laufende Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur zur Neuregelung der Netzentgeltsystematik Strom, die ab 2029 gilt. Die BNetzA-Orientierungspunkte vom Januar 2026 deuten auf eine Einführung von Netzentgelten für Speicheranlagen hin. Energiebasierte Netzentgelte würden den IRR um ~4,6 Prozentpunkte senken, kapazitätsbasierte – ähnlich wie in den Niederlanden diskutiert – sogar um bis zu 13 Prozentpunkte. Die Entscheidung wird bis spätestens 30. Juni 2026 erwartet.
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Aktuell noch nicht. Der Markt adressiert primär Großspeicher ab ca. 1 MW mit netzbildenden Wechselrichtern – die für kleine Gewerbespeicher selten verfügbar und zertifiziert sind. Für kleinere Anlagen ist Momentanreserve als Systemdienstleistung derzeit noch kein realistisches Erlösmodell – das kann sich ab 2027/2028 ändern, wenn weitere Hersteller die VDE-Zertifizierung erhalten.
Quellenangaben
pv magazine Deutschland – Neuer Markt für Momentanreserve gestartet – neue Chancen für Speicher?, 23. Januar 2026
netztransparenz.de – Marktgestützte Beschaffung von Momentanreserve, 50Hertz / Amprion / TenneT / TransnetBW, Stand Januar 2026
Bundesnetzagentur – Festlegung BK6-23-010: Marktgestützte Beschaffung Momentanreserve, 22. April 2025
Amprion – Amprion beschafft bald Momentanreserve am Markt – und zahlt Festpreise, 2025
Energy-Storage.News – Germany's TSOs begin inertia procurement with long-term contracts for grid-forming BESS, Januar 2026
RWE – Inertia-ready: RWE's innovative battery energy storage system in Moerdijk starts commercial operation, 16. Juni 2025
VDE FNN – Netzbildende Eigenschaften entscheidend für Systemstabilität, 2024
Energynautics – New VDE FNN Guideline for Grid-Forming Properties (Version 2.0), Mai 2025
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie – Newsletter Energiewende: Systemstabilität durch Erneuerbare und Speicher, Juni 2025
Zenobe – Blackhillock Battery Storage Launch, 8. Mai 2025
pv magazine Deutschland – SMA erhält erstes Zertifikat für netzbildenden Modus mit Momentanreserve, 5. September 2025
Fraunhofer ISE – Fraunhofer ISE develops test procedure for grid-forming inverters, 2025
BMWK Energieforschung – Netzbildende Wechselrichter als Schlüsseltechnologie für ein stabiles Stromnetz der Zukunft, 2025
Entrix Energy – Was ist die Momentanreserve – und warum sie für Batteriespeichersysteme (BESS) in Deutschland relevant ist, 2026
Bundesnetzagentur – Systemstabilitätsbericht 2025, 31. Juli 2025
Bundesnetzagentur – AgNes: Festlegungsverfahren Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom, 2025/2026
Bundesnetzagentur – Orientierungspunkte Speichernetzentgelte (PDF), 16. Januar 2026
Energy-Storage.News – Germany's grid fees and inertia payments highlight contrasts in energy storage regulation, 2026
Energy-Storage.News – 'Moment of truth': The 2026 regulatory agenda for large battery storage in Germany, 2026
Baringa – Navigating Germany's inertia market evolution, 2026
photovoltaik.sh – Neuer Markt für Momentanreserve in Deutschland – Chancen und Risiken für Batteriespeicher, 2026
Modo Energy – Germany Battery Buildout Report: Capacity growth hits record high in 2025, Februar 2026
BSW-Solar – Batteriespeicherkapazität binnen 4 Jahren verfünffacht, 12. Januar 2026
pv magazine Deutschland – CATL enthüllt Batteriegroßspeicher mit neun Megawattstunden Kapazität, 8. Mai 2025
BloombergNEF – Lithium-Ion Battery Pack Prices Fall to $108 Per Kilowatt-Hour, Dezember 2025
The Mobility House Energy – BESS in Germany: Market Overview 2026, 2026
pv magazine International – Italy, Great Britain and Germany most attractive battery markets in Europe, Aurora reports, 3. März 2025
FfE – Forschungsstelle für Energiewirtschaft – German electricity prices on the EPEX Spot exchange in 2025, 16. Februar 2026
pv magazine Deutschland – Enervis-Batteriespeicher-Index: Jahreswert 2025 (148.500 €/MW), 28. Januar 2026
regelleistung-online.de – Einführung eines Index für Energiespeichererlöse in Deutschland, 2025