Die Energiewende ersetzt nicht nur Kraftwerke. Sie zerlegt deren physikalische Eigenschaften in einzelne Leistungen. Was früher von tonnenschweren Maschinen kostenlos mitgeliefert wurde, muss zunehmend gemessen, technisch erzeugt und bezahlt werden. Aus Physik wird ein Asset – und es entstehen neue Märkte für Infrastruktur.
Die Europäische Investitionsbank investiert 19 Millionen Euro in ein Unternehmen, dessen Produkt auf den ersten Blick erstaunlich abstrakt klingt: Reactive Technologies misst für Stromnetzbetreiber in Echtzeit unter anderem die Trägheit des Stromsystems, die Netzstärke sowie Schwingungen und Spannungsstabilität. Die Technologie soll Netzbetreibern ein genaueres Bild davon vermitteln, wie stabil ihr Netz tatsächlich ist.
Warum investiert eine öffentliche Förderbank Millionen in die Messung einer Eigenschaft, von der die meisten Stromkunden vermutlich noch nie gehört haben?
Die Antwort beginnt bei einer der ältesten Regeln der Physik: Masse ist träge.
Was passiert, wenn ein Kraftwerk plötzlich ausfällt?
Stellen wir uns vor, ein großes Kraftwerk fällt innerhalb eines Augenblicks aus. Gerade eben hat es noch Strom produziert, eine Sekunde später fehlt seine Leistung im Netz. Weil Erzeugung und Verbrauch praktisch jederzeit im Gleichgewicht stehen müssen, beginnt die Netzfrequenz von ihren 50 Hertz abzuweichen.
In einem klassischen Stromsystem passiert nun Folgendes: Die riesigen Turbinen und Generatoren der übrigen konventionellen Kraftwerke drehen sich zunächst weiter. In ihnen stecken viele Tonnen rotierende Masse – und damit kinetische Energie. Aufgrund ihrer Massenträgheit geben sie unmittelbar Energie an das Netz ab und bremsen damit die Veränderung der Frequenz.
Und zwar ganz entscheidend: unverzüglich. Niemand muss den Frequenzabfall zunächst erkennen. Keine Leitwarte muss einen Knopf drücken. Kein Marktteilnehmer muss reagieren. Die Physik reagiert von selbst.
Genau diese inhärente und unverzögerte Reaktion auf ein Leistungsungleichgewicht bezeichnet die Bundesnetzagentur als Momentanreserve. Sie soll verhindern, dass die Frequenz nach einer Störung zu schnell kritische Grenzen erreicht.
Die rotierenden Massen lösen das Problem nicht dauerhaft. Aber sie kaufen dem Stromsystem etwas ausgesprochen Wertvolles: Zeit. Zeit, in der weitere Mechanismen zur Frequenzstabilisierung übernehmen können.
Die Energiewende nimmt dem Netz sein Schwungrad
Photovoltaikmodule besitzen keine Turbinen. Windkraftanlagen haben zwar rotierende Massen, sind aber typischerweise über Leistungselektronik mit dem Netz verbunden; ihre mechanische Trägheit steht dem Netz deshalb nicht automatisch in derselben Weise zur Verfügung wie bei einer klassischen Synchronmaschine. Auch ein Batteriespeicher besitzt kein hunderte Tonnen schweres Schwungrad.
Je stärker das Stromsystem von konventionellen Synchronmaschinen auf erneuerbare und umrichterbasierte Erzeugung umgestellt wird, desto weniger kann davon ausgegangen werden, dass ausreichend Momentanreserve einfach vorhanden ist. Inzwischen spricht auch die Bundesnetzagentur von einem „enormen, bereits kurzfristig zu deckenden Bedarf“ und davon, dass neue Potenziale erschlossen werden müssen (Bundesnetzagentur).
Das Kraftwerk wird in seine Funktionen zerlegt
Daran lässt sich ablesen, welche Leistungen herkömmliche Kraftwerke bislang wie selbstverständlich nebenbei erbracht haben. Ein konventionelles Großkraftwerk war ökonomisch betrachtet nie nur eine Stromfabrik.
Mit seinen großen Synchronmaschinen lieferte es neben elektrischer Energie zugleich physikalische Eigenschaften wie Trägheit und damit Momentanreserve. Diese Leistungen waren technisch im Paket enthalten, aber kein eigenständiges Geschäftsmodell.
Mit dem Umbau des Stromsystems wird dieses Paket aufgeschnürt. Eigenschaften, deren Vorhandensein früher vorausgesetzt werden konnte, müssen zunehmend gemessen, beschafft und vergütet werden. Aus einer bislang impliziten physikalischen Eigenschaft entsteht ein explizites ökonomisches Gut.
Erst messen, dann bezahlen
Damit schließt sich der Kreis zur Investition der EIB in Reactive Technologies.
Die Plattform GridVerix misst unter anderem die tatsächlich vorhandene Trägheit des Stromsystems in Echtzeit. Die EIB nennt außerdem Systemstärke und Spannungsstabilität als Messgrößen. Netzbetreiber sollen damit Schwachstellen besser erkennen, mehr erneuerbare Energien integrieren und gleichzeitig die Stabilität des Netzes sichern.
Reactive Technologies steht damit sinnbildlich für eine Seite dieses neuen Marktes: die Knappheit sichtbar zu machen.
Auf der anderen Seite stehen Technologien, die das Fehlende bereitstellen können.
Die Batterie bekommt ein elektronisches Schwungrad
Ein Batteriespeicher kann keine rotierende Masse herbeizaubern. Er kann deren stabilisierende Wirkung aber in Teilen elektronisch nachbilden. Dazu benötigt er sogenannte netzbildende oder „grid-forming“ Wechselrichter.
Der Unterschied klingt technisch, ist aber konzeptionell einfach: Ein klassischer netzfolgender Wechselrichter orientiert sich an einem bereits vorhandenen stabilen Netz. Ein netzbildender Wechselrichter kann dagegen selbst aktiv Spannung aufprägen und damit innerhalb seiner technischen Grenzen zur Stabilisierung des Netzes beitragen. Die Bundesnetzagentur weist ausdrücklich darauf hin, dass sich bei solchen Umrichtern die Trägheit innerhalb der Betriebsgrenzen sogar parametrisieren lässt.
Die stabilisierende Wirkung des rotierenden Stahls kann damit zunehmend durch Leistungselektronik, Regelungstechnik und gespeicherte elektrische Energie nachgebildet werden.
Das verändert auch die Rolle des Assets. Ein entsprechend ausgestatteter Batteriespeicher ist nicht nur ein Behälter, der Strom günstig aufnimmt und später teurer wieder abgibt. Er kann unterschiedliche Leistungen für das Stromsystem erbringen – darunter Funktionen, die früher von konventionellen Kraftwerken mitgeliefert wurden. Das erweitert das potenzielle Erlösprofil.
Der Systemstabilitätsbericht 2025 sieht gerade bei Großbatteriespeichern großes Potenzial. Die technische Entwicklung sei bereits weit fortgeschritten; aufgrund zahlreicher Pilotprojekte werde bereits in wenigen Jahren mit einem relevanten Beitrag zur Momentanreserve gerechnet.
Aus Physik wird ein Markt
Deutschland hat dafür inzwischen einen eigenen Beschaffungsmechanismus geschaffen.
Seit dem 22. Januar 2026 beschaffen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber Momentanreserve marktgestützt. Für den ersten Zeitraum bis Januar 2028 existieren Basis- und Premiumprodukte mit festgelegten Vergütungen. Für 2030 weisen die Übertragungsnetzbetreiber bereits Bedarfe nach Regelzonen aus; ab dem ersten Quartal 2027 soll zudem jährlich veröffentlicht werden, wie viel Momentanreserve kontrahiert wurde.
Die Bundesnetzagentur bezeichnet die marktgestützte Beschaffung als eine „wichtige Säule“ zur Deckung des identifizierten Bedarfs (Bundesnetzagentur). Aufschlussreich ist ihre Begründung für das zunächst gewählte Festpreissystem: Wegen der Diskrepanz zwischen Nachfrage und Angebot sowie der noch notwendigen Entwicklung netzbildender Technologien sollen gezielt Marktanreize geschaffen und das Entstehen eines funktionierenden Marktes ermöglicht werden.
Der Regulator wartet also nicht darauf, dass dieser Markt von selbst entsteht. Das Beschaffungsdesign soll Investitionen in die benötigten Technologien anreizen und Anbietern Planungssicherheit verschaffen.
Alle reden von Energieknappheit. Aber auch Physik wird knapp. Knappheit wird messbar. Messbare Knappheit wird beschaffbar. Und aus einer beschaffbaren Leistung entsteht ein Cashflow.
📌Neue Erlösquellen für institutionelle Investoren
Die EIB-Finanzierung von Reactive Technologies steht beispielhaft für eine neue Infrastrukturökonomie: Was früher als physikalische Eigenschaft einfach vorhanden war, wird knapp – und was knapp und unverzichtbar ist, bekommt einen Preis.
Bei der Momentanreserve lässt sich dieser Wandel besonders anschaulich beobachten. Früher genügte dafür tonnenschwerer, rotierender Stahl. Künftig wird dieselbe Funktion zunehmend technisch erzeugt und als eigene Leistung vergütet.
