Ein kurzer Ruck im Stromnetz, alle 60 Sekunden, immer zur gleichen Sekunde: Was lange wie ein rätselhaftes Eigenleben des Netzes aussah, ist offenbar ein Synchronisationsproblem. Forschende haben herausgefunden, dass unterbrechungsfreie Stromversorgungen (USVs) und Batteriespeicher gleichzeitig automatische Selbsttests starten. Für wenige Sekunden ziehen die Geräte dann gemeinsam Strom – und drücken die Netzfrequenz nach unten.

Beteiligt waren Forschende des Forschungszentrums Jülich, der RWTH Aachen, des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), der Universität zu Köln und des Netzbetreibers TenneT. Die Ergebnisse ihrer in „Nature Energy“ veröffentlichten Studie beruhen auf Messungen in zwölf Stromnetzen auf fünf Kontinenten. Untersucht wurden Kontinentaleuropa, Island, Großbritannien, Skandinavien, Australien, die beiden großen US-Verbundnetze, Malaysia, Südkorea, Südafrika, Mallorca und Irland.

Der Pulsschlag kommt aus dem Takt

Frequenzschwankungen gibt es im Stromnetz grundsätzlich, weil Erzeugung und Verbrauch laufend ausbalanciert werden müssen. Das untersuchte Muster war allerdings lange nicht eindeutig erklärbar: etwa einmal pro Minute sackte die Frequenz für wenige Sekunden ab, wie ein kurzer Pulsschlag. TenneT beobachtete solche regelmäßigen Einbrüche im europäischen Stromverbund über mehrere Jahre.

Das Signal trat auf allen untersuchten Kontinenten mit exakt 60 Sekunden Periodendauer auf – und seit Jahren immer zur gleichen Sekunde jeder Minute. Das sprach eher für einen externen Taktgeber als für eine Eigenschwingung des Stromnetzes. Viele USVs und Batteriespeicher beziehen ihre Uhrzeit über das Network Time Protocol (NTP) aus dem Internet. Ihre Uhren laufen dadurch synchron. Ein bisschen zu gut, offenbar.

Bei einem Versuch auf dem Jülicher Forschungscampus verfolgten die Forschenden die Hinweise zunächst bis zu vier Gebäuden mit USVs zurück. An Anlagen mit batteriegestützter unterbrechungsfreier Stromversorgung zeigten Messungen auf der Batterieseite jede Minute kurze Stromspitzen. Der Hersteller bestätigte, dass sie durch regelmäßige Selbsttests des Batteriemanagementsystems entstehen. In einem Fall ließen sich die Signale über mehrere Transformatoren bis zum 110-kV-Netzanschluss verfolgen. Die Auswirkungen waren damit bis zum Anschluss an das öffentliche 110-kV-Netz messbar.

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Während der Tests beziehen die Geräte einige Sekunden lang gleichzeitig Strom. Viele einzelne, für sich unproblematische Prüf- und Steuerungsroutinen überlagern sich – daraus werden kurzzeitige Lastspitzen, die wiederum die Netzfrequenz beeinflussen. Problematisch ist also nicht der einzelne Batteriespeicher, sondern die Gleichzeitigkeit vieler Geräte.

Mehr Rechenzentren, mehr Batterien, mehr Gleichlauf

Sicherheitskritisch waren die Ausschläge bislang nicht. Zugenommen haben sie aber insbesondere seit 2015 in Großbritannien und Skandinavien; 2020 wurden besonders hohe Werte erreicht. In Irland stieg der typische Frequenzabfall zwischen 2016 und 2021 von etwa 3 auf 12 Millihertz. Dort gibt es zahlreiche Rechenzentren mit großen USV-Anlagen.

2024 entfielen in Irland rund 22 Prozent des gemessenen Stromverbrauchs auf Rechenzentren, nach 18 Prozent im Jahr 2022. In Deutschland lag der Anteil bei etwa drei Prozent. Mit der wachsenden Zahl von Batteriespeichern und Rechenzentren wird der Effekt begünstigt. Auch Wärmepumpen, Wechselrichter und andere vernetzte Geräte könnten vergleichbare Lastmuster erzeugen. Veränderungen der Netzträgheit und der Frequenzregelung könnten zusätzlich zur Verstärkung beigetragen haben.

Die wiederkehrenden Frequenzänderungen können vor allem Wasserkraftturbinen zusätzlich belasten und ihren mechanischen Verschleiß erhöhen. Die Regelung von Wasserkraftwerken kann das Muster laut Studie allerdings nicht allein verursachen, sondern höchstens verstärken. Ein weiterer, schwächerer Frequenzanstieg beziehungsweise Peak bei etwa 100 Sekunden bleibt vorerst ungeklärt.

Als Gegenmaßnahme schlagen die Forschenden Softwareänderungen vor: Geräte sollen ihre Testlast mit zufälligen Zeitversätzen beziehen, statt alle nach derselben Internetuhr zu starten. Möglich wären auch zufällig verteilte Prüfzeitpunkte oder zeitlich versetzte Steuerungszyklen. Ein Hersteller veröffentlichte nach den Hinweisen bereits ein Softwareupdate für einen untersuchten Batterieblock. Es hebt die strikte Periodizität der Stromspitzen auf. Die Selbsttests dieses Systems finden jedoch weiterhin zu festen Zeitpunkten statt; die grundlegende Synchronisationsproblematik ist damit noch nicht vollständig gelöst.

Stabilität ist längst ein größeres Thema

Die Entdeckung fällt in eine Zeit, in der die Stabilität des Stromsystems ohnehin neu vermessen wird. Am 13. Juni 2023 forderte die Bundesnetzagentur gemäß § 12 Abs. 3b EnWG einen Bericht zur Stabilität des deutschen Stromversorgungssystems an. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber legten ihn am 3. Mai 2024 vor. Er behandelt die Stabilität stromrichterbasierter Systeme, den Bedarf an Momentanreserve und die Wirksamkeit des europarechtlich vorgeschriebenen Systemschutzplans. Die Bundesnetzagentur teilt die zentralen Maßnahmen und Handlungsempfehlungen.

Neue Lasten wie Elektrolyseure können bei geeigneter technischer Auslegung sogar zur Spannungsstabilität beitragen. Dafür braucht es ausreichende RoCoF-Robustheit gegenüber Frequenzgradienten, Fault-Ride-Through-Fähigkeit (FRT), die Wiederkehr des Wirkstroms und netzdienliche Blindleistungseinspeisung. Weil kurzfristig erhebliche Elektrolyseurleistung hinzukommen soll, sollen technische Anschlussregeln und -bedingungen angepasst werden. Zuständig für die Anpassung ist das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE, begleitet von der Bundesnetzagentur.

Für neu zu errichtende Kraftwerke werden erweiterte technische Anforderungen empfohlen. Sie sollen möglichst als Phasenschieber betrieben werden können – auch ohne Wirkleistungserzeugung und ohne Verbrennung fossiler Brennstoffe – und ausreichend widerstandsfähig gegenüber Frequenzgradienten sein. Eine entsprechende Normierung gilt als sinnvoll.

Stillzulegende Kraftwerke könnten vorübergehend zu rotierenden Phasenschiebern umgerüstet werden. Laut einer exemplarischen Sensitivitätsanalyse könnten sie so zur Systemstabilität beitragen, bis eigene Betriebsmittel der Netzbetreiber in Betrieb sind und neue Erzeugungsanlagen sowie Verbraucher Systemstabilitätsleistungen bereitstellen. Für diese Umrüstung braucht es allerdings eine gesetzliche Grundlage.

Netz mit Elektronik statt Schwungmasse

Ein überwiegend von erneuerbaren Energien und Stromrichtern geprägtes System verlangt technologische Weiterentwicklungen. Dazu gehört die Erprobung und Einführung netzbildender Regelungen für stromrichterbasierte Anlagen. Im Zuge der europäischen Überarbeitung der Netzkodizes und der Novellierung der RFG-Verordnung beteiligt sich die Bundesnetzagentur an der Weiterentwicklung technischer Mindestanforderungen für „Grid Forming“.

Blindleistung, Momentanreserve und netzbildende Eigenschaften sollen auch durch Betriebsmittel der Netzbetreiber bereitgestellt werden. Diese Maßnahmen werden bereits bei der Prüfung des Netzentwicklungsplans berücksichtigt. Im Netzentwicklungsplan 2023–2037/2045 und im vorherigen Plan 2021–2035 wurden entsprechende umfangreiche Maßnahmen bestätigt. Weitere Systembeiträge sollen über marktgestützte Beschaffung sowie technische Mindestanforderungen an Netzanschlussnehmer auf Erzeugungs- und Nachfrageseite kommen. Das Energiewirtschaftsgesetz sieht diese Instrumente bereits vor.

Die Bundesnetzagentur arbeitet an der Umsetzung: Märkte für Momentanreserve und Blindleistung werden durch Festlegungen eingerichtet, die Festlegung zur Beschaffung von Schwarzstartfähigkeit ist bereits erfolgt. In Netzen mit hohem Anteil stromrichterbasierter Anlagen müssen die Übertragungsnetzbetreiber außerdem ihre Analysemethoden weiterentwickeln. Dafür soll die Datengrundlage verbreitert werden – unter anderem durch Anlagenhersteller, Verteilernetzbetreiber und benachbarte ausländische Übertragungsnetze.

Auch die Maßnahmen des Systemschutzplans sollen entsprechend den Planungen der Übertragungsnetzbetreiber weiterentwickelt und umgesetzt werden. Die kontinuierliche Überprüfung und Anpassung der sogenannten Letztmaßnahmen entspricht der europäischen Emergency-&-Restoration-Verordnung.

Ab 2025 soll der Systemstabilitätsbericht gemäß § 12i EnWG die Berichtspflichten der Übertragungsnetzbetreiber zum sicheren und robusten Stromnetzbetrieb bündeln. Zusätzlich will die Bundesnetzagentur ein laufendes Monitoring der Maßnahmen einführen. Der regelmäßige Bericht soll Teil der am 6. Dezember 2023 beschlossenen Roadmap Systemstabilität der Bundesregierung werden. Sie beschreibt einen Fahrplan für einen sicheren und robusten Systembetrieb