excerpt: Entscheidend ist nicht, wie viel Wind- und Solarstrom im Netz ist, sondern wie Umrichter, Kraftwerke und Schaltungen im Störfall zusammenspielen. Großbatterien gehören deshalb nicht nur in die Speicherbilanz, sondern in die Netzführung: als schnell regelbare Betriebsmittel für Spannung, Frequenz und Dämpfung.

Großbatterien als Betriebsmittel: Was Spanien über Netzstabilität lehrt

Was der Blackout auf der Iberischen Halbinsel über Wechselrichter, Netzstabilität und Großbatteriespeicher als Teil der öffentlichen Infrastruktur zeigt.

928 Megawatt Erzeugungsleistung trennten sich in einer frühen Phase der Kaskade innerhalb einer Sekunde vom Netz. Nach etwa anderthalb Minuten war aus einer Störung im Hochspannungsnetz ein großflächiger Stromausfall geworden. Am 28. April 2025 waren große Teile Spaniens und Portugals mehr als zwölf Stunden ohne Strom. Ich habe über diesen Blackout bereits ausführlich geschrieben, zum Beispiel in meinem Beitrag „Blackout in Spanien und Portugal am 28. April 2025: Ursachen, Ablauf und Lehren aus dem Abschlussbericht“: https://f97.be/blog/2026/03/21/blackout-in-spanien-und-portugal-am-28-april-2025-ursachen-ablauf-und-lehren-aus-dem-abschlussbericht.html Internet, Mobilfunk, Bahnverkehr, Supermarktkassen und Kühlketten fielen aus, weil sie alle an derselben Voraussetzung hängen: einer kontinuierlichen Stromversorgung, die nur mit stabiler Spannung, Frequenz und Netzführung funktioniert.

Eine Erklärung, die den Ausfall vor allem dem hohen Anteil von Wind- und Solarstrom zuschreibt, greift technisch zu kurz. Der europäische Analysebericht der Übertragungsnetzbetreiber beschreibt keinen einzelnen Fehler und keine einfache Ursache. Der Ausfall entstand aus dem Zusammenwirken von Netzschwingungen, Schaltmaßnahmen, unerwartet hoher Spannung, fehlerhaftem Verhalten von Umrichtern und Abschaltungen konventioneller Kraftwerke. Der Anteil erneuerbarer Erzeugung war relevant, aber nicht als bloße Menge eingespeisten Stroms. Relevant war, wie die Anlagen über ihre Leistungselektronik auf eine Störung reagierten.

Am Anfang standen Schwingungen im Hochspannungsnetz. Solche Schwingungen sind in Wechselstromnetzen nicht ungewöhnlich. Konventionelle Kraftwerke speisen über große rotierende Generatoren ein. Diese Massen laufen synchron zur Netzfrequenz, aber kleine Abweichungen und Schwingungen gehören zum Betrieb. Netzbetreiber dämpfen solche Vorgänge, indem sie Betriebsmittel schalten, etwa Leitungen, Transformatoren oder Anlagen zur Spannungsregelung. In Spanien wurden nach den bisherigen Erkenntnissen Maßnahmen ergriffen, die grundsätzlich vorgesehen waren. Schaltmaßnahmen, darunter Änderungen bei Betriebsmitteln zur Spannungsregelung, veränderten die Spannungsverhältnisse jedoch stärker als erwartet.

Damit verschob sich das Problem. Aus einer Schwingung wurde eine Überspannung. Viele Photovoltaik- und Windkraftanlagen speisen nicht über rotierende Generatoren ein, sondern über Wechselrichter. Diese Geräte wandeln Strom um und können gleichzeitig Vorgaben zur Spannungshaltung erfüllen. Sie besitzen aber auch Schutzfunktionen. Wird eine bestimmte Spannung überschritten, trennen sie die Anlage vom Netz, um Schäden zu vermeiden. In Spanien trennten sich zahlreiche Anlagen früher, als es die technischen Regeln vorsahen. Aus dem Schutz einzelner Geräte wurde dadurch ein zusätzlicher Verlust an Netzstützung.

Die Regel ist an dieser Stelle zentral. Ein Wechselrichter soll nicht nur Strom einspeisen, wenn alles stabil läuft. Er soll bei definierten Störungen am Netz bleiben und helfen, Spannung und Frequenz zu stabilisieren. Diese Fähigkeit ist in Netzanschlussregeln festgelegt. Entscheidend ist deshalb nicht, ob eine Anlage theoretisch netzdienlich sein kann. Entscheidend ist, ob sie im konkreten Störfall so reagiert, wie Netzbetreiber, Anschlussregeln und Systemmodelle es voraussetzen. Wenn Geräte diese Vorgaben nicht erfüllen, entsteht ein Unterschied zwischen Papierlage und realem Verhalten. Der Netzbetreiber plant mit Anlagen, die bestimmte Störungen durchstehen. Im Störfall fehlen sie dann genau in dem Moment, in dem ihre Leistung und Regelbarkeit benötigt werden.

Der nächste Schritt der Kaskade folgte aus dieser Lücke. Durch das Abschalten vieler Wind- und Solaranlagen fehlte Leistung zur Versorgung und zur Spannungshaltung. Einige konventionelle Kraftwerke reagierten ebenfalls nicht wie vorgesehen und trennten sich vom Netz. Die Spannung stieg weiter. Weitere Anlagen schalteten ab. Der Ablauf beschleunigte sich, weil viele Schutzsysteme lokal entscheiden. Jedes Gerät schützt sich selbst nach seinen Einstellungen. Das Netz benötigt in diesem Moment jedoch koordiniertes Verhalten. Die technische Möglichkeit schneller automatischer Abschaltung löst das organisatorische Problem nicht, dass Millionen einzelner Geräte in einer gemeinsamen Störung als Teil des Netzes handeln müssen.

Für Deutschland folgt daraus keine Kopie des spanischen Risikos. Das deutsche Netz ist anders aufgebaut, stark in das kontinentale Verbundsystem eingebunden und verfügt über andere betriebliche Reserven. Ein identischer Ablauf ist deshalb nicht naheliegend. Die zugrunde liegende Aufgabe bleibt aber dieselbe: Je mehr Erzeugung über Umrichter einspeist, desto stärker hängt Netzstabilität von korrekt eingestellter, geprüfter und steuerbarer Leistungselektronik ab. Windparks, große Solarparks, Dachanlagen, Batteriespeicher und auch Balkonkraftwerke sind dann nicht nur Erzeuger am Rand des Netzes. Sie werden zu Betriebsmitteln, deren Verhalten im Störfall eingeplant werden muss.

Bei Balkonkraftwerken geht es nicht darum, einzelne Kleinanlagen zum Hauptproblem zu erklären. Entscheidend ist die Masse gleichartiger Geräte. Wenn sehr viele Wechselrichter nach ähnlichen Schutzlogiken reagieren, wird aus einer Gerätefrage eine Systemfrage. Dasselbe gilt für Dachanlagen, gewerbliche PV-Anlagen, Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur. Jede einzelne Anlage ist klein im Verhältnis zum Verbundnetz. In Summe entsteht daraus aber ein technischer Bestand, dessen Verhalten nicht mehr als Nebensache behandelt werden kann.

Der Netzausbau allein löst diese Aufgabe nicht. Neue Leitungen wie SuedLink erhöhen Transportkapazitäten und helfen, Strom aus windreichen Regionen in Verbrauchszentren zu bringen. Sie ersetzen aber nicht automatisch die Funktionen, die früher große Kraftwerke an bestimmten Netzknoten erbracht haben. Spannungshaltung ist nicht beliebig über weite Strecken verschiebbar. Blindleistung, die zur Spannungsregelung dient, wirkt vor allem lokal und regional. Wenn konventionelle Kraftwerke weniger laufen oder stillgelegt werden, verschwinden mit ihnen auch Fähigkeiten, die im Strommarkt lange als Nebenprodukt galten.

Die Kosten erscheinen deshalb nicht an der Stelle, an der sie entstehen. Ein günstiger, unzureichend zertifizierter Wechselrichter senkt zunächst die Kosten einer einzelnen Anlage. Das Risiko liegt später beim Netzbetrieb, bei anderen Erzeugern und im Extremfall bei Verbrauchern, deren Versorgung ausfällt. Zertifizierung, Prüfpflichten, Softwareupdates, Fernsteuerbarkeit und Marktüberwachung verursachen Aufwand. Ohne diese Verfahren wird ein Teil der Netzstabilität auf Annahmen gestützt, die im Störfall nicht belastbar sind. Die Warnungen der Bundesnetzagentur vor nicht zugelassenen Wechselrichtern betreffen daher keine Randfrage des Verbraucherschutzes, sondern die Verlässlichkeit technischer Anschlussregeln.

Auch die Zuständigkeiten sind verteilt. Übertragungsnetzbetreiber tragen die Verantwortung für die Stabilität des Höchstspannungsnetzes. Verteilnetzbetreiber schließen die meisten kleinen Erzeugungsanlagen an. Hersteller bauen die Wechselrichter. Installateure setzen Anlagen in Betrieb. Betreiber von Dachanlagen und Balkonkraftwerken haben meist weder Fachwissen noch direkten Einblick in Systemanforderungen. Die Bundesnetzagentur und technische Normungsgremien setzen Rahmen und überwachen den Markt. Wenn an einer dieser Stellen Prüfung oder Durchsetzung fehlt, entsteht kein sofort sichtbarer Schaden. Die Schwäche wird erst dann relevant, wenn viele Geräte gleichzeitig reagieren.

Die Roadmap Systemstabilität der Bundesregierung aus dem Jahr 2023 setzt deshalb an einem realen Wandel an. Erneuerbare Anlagen und Speicher sollen Aufgaben übernehmen, die früher von konventionellen Kraftwerken erbracht wurden. Dazu gehören Spannungshaltung, Frequenzstützung, Blindleistung und ein Verhalten bei Störungen, das nicht nur die einzelne Anlage schützt. Leistungselektronische Anlagen können solche Dienste erbringen, wenn sie dafür ausgelegt, parametriert und in den Netzbetrieb eingebunden sind. Batteriespeicher und große Umrichterstationen können sehr schnell reagieren. Geschwindigkeit allein reicht aber nicht, wenn Vorgaben nicht einheitlich umgesetzt und im Betrieb überprüft werden.

Der Einstieg des Bundes bei TenneT Deutschland zeigt, dass Netzinfrastruktur wieder stärker als strategische öffentliche Aufgabe behandelt wird. Das betrifft nicht nur Trassen und Milliardeninvestitionen, sondern auch die Frage, wer Systemverantwortung finanziert, plant und durchsetzt. Staatliches Kapital kann helfen, große Leitungsprojekte abzusichern und Investitionen planbarer zu machen. Für die Stabilitätsfrage reicht Eigentum am Übertragungsnetz aber nicht aus. Die Risiken sitzen auch in der Schnittstelle zwischen Netz und angeschlossenen Anlagen. Wer nur auf Leitungen, Trassen und Transportkapazität schaut, übersieht die Regelungstechnik in Windparks, Solarparks, Speichern und Haushaltsanlagen.

ie praktische Lehre aus Spanien liegt daher in der Verbindung von Ausbau und Verlässlichkeit. Deutschland braucht zusätzliche Leitungen, aber jede neue Erzeugungsanlage verändert auch die Anforderungen an Regelung, Zertifizierung und Betrieb. Ein Stromnetz mit vielen Umrichtern kann stabil betrieben werden, wenn diese Geräte nicht als private Zusatztechnik behandelt werden, sondern als Teil der öffentlichen Versorgungsinfrastruktur.

Persönlich bin ich überzeugt, dass vor allem Großbatteriespeicher dabei eine immer wichtigere Rolle spielen werden. Sie sind nicht nur Speicher für überschüssigen Solar- und Windstrom. Richtig ausgelegt und in den Netzbetrieb eingebunden, können sie sehr schnell auf Frequenz- und Spannungsabweichungen reagieren, Blindleistung bereitstellen, lokale Netzbereiche stabilisieren und kurzfristige Leistungslücken überbrücken. Damit werden sie zu aktiven Betriebsmitteln der Netzstabilität. Ihre Bedeutung liegt nicht allein darin, Strom zeitlich zu verschieben. Sie können Funktionen übernehmen, die früher nebenbei von konventionellen Kraftwerken erbracht wurden.

Daraus folgt auch eine politische und regulatorische Aufgabe. Großbatteriespeicher dürfen nicht nur als private Arbitrage-Anlagen betrachtet werden, die Strom billig einkaufen und teuer verkaufen. Ein Teil ihrer Leistung wird künftig als Infrastrukturleistung gebraucht. Wenn Speicher Systemdienstleistungen erbringen, Netze entlasten und Stabilität bereitstellen, muss das auch in Marktregeln, Anschlussbedingungen und Finanzierungsmodellen sichtbar werden. Die Frage ist dann nicht nur, ob sich ein privat betriebener Speicher am Strommarkt rechnet, sondern welchen Beitrag er zur Versorgungssicherheit leistet.

Genau hier sollte der Staat finanzielle Anreize setzen. Private Speicherbetreiber können sehr schnell Kapazität aufbauen, wenn die Rahmenbedingungen stimmen. Dafür reicht es aber nicht, allein auf Preisschwankungen am Strommarkt zu vertrauen. Wer Speicherleistung für Netzstabilität, Blindleistung, Frequenzstützung, Engpassmanagement oder regionale Versorgungssicherheit verfügbar hält, erbringt eine Leistung, die über den reinen Stromhandel hinausgeht. Diese Leistung sollte vergütet werden, etwa über Ausschreibungen, Kapazitätszahlungen, Netzdienstleistungsverträge oder gezielte Investitionsanreize.

So entstünde kein Gegensatz zwischen privatem Betrieb und öffentlichem Nutzen. Der Staat müsste nicht jeden Speicher selbst bauen. Er müsste aber dafür sorgen, dass private Investitionen dorthin gelenkt werden, wo sie dem System tatsächlich helfen. Großbatteriespeicher würden dann nicht nur dort entstehen, wo Arbitrage besonders lukrativ ist, sondern auch an Netzpunkten, an denen sie Stabilität sichern, Leitungen entlasten und den Betrieb eines stark erneuerbaren Stromsystems robuster machen.

Die Blackout-Vorsorge beginnt deshalb nicht erst in der Leitwarte. Sie beginnt bei Anschlussregeln, Prüfverfahren, Gerätezulassung, Marktüberwachung und der einfachen Frage, ob sich Anlagen im Ernstfall so verhalten, wie der Netzbetrieb es voraussetzt. Und sie beginnt bei der Entscheidung, welche technischen Fähigkeiten wir künftig als öffentliche Infrastruktur behandeln: Leitungen, Umrichter, Speicher, Regelungstechnik und die verlässliche Einbindung all dieser Komponenten in den Netzbetrieb.