Seit dem 18. März 2025 bildet der Referenzstörfall den Mindestwert

Das Wichtigste in Kürze

• Fünf Braunkohleblöcke im rheinischen Revier fielen am Abend des 1. September mit rund 3.000 Megawatt Einspeisung aus.
• Genau 3.000 Megawatt sind seit 2018 der Referenzstörfall des Synchrongebiets Kontinentaleuropa, die Größe der Auslegung.
• Seit dem 18. März 2025 ist dieser Wert nur noch Start- und Mindestwert eines probabilistischen Verfahrens.
• Am 1. September beschafften die Übertragungsnetzbetreiber 584 Megawatt Primärregelleistung für zusammen 314.647,52 Euro.

„Die allgemeine Stromversorgung war zu keinem Zeitpunkt davon betroffen und die Systemstabilität immer gewährleistet“, teilte der Übertragungsnetzbetreiber Amprion nach dem Dienstagabend des 1. September mit. Zuvor waren nach Angaben von RWE und Amprion im rheinischen Revier fünf Braunkohleblöcke gleichzeitig vom Netz gegangen, ausgelöst an einer Umspannanlage bei Bergheim. Die Ermittlungen dauern an. Installiert waren rund 4.200 Megawatt, eingespeist rund 3.000. Diese 3.000 Megawatt tragen im europäischen Verbundnetz einen eigenen Namen: Referenzstörfall.

Marc Widmann fragte am 2. September 2026 in der ZEIT unter dem Titel „Stromversorgung: So lässt sich das Stromnetz besser schützen“ nach den Konsequenzen für den Schutz der Anlagen. Dort wie in den Parallelmeldungen steht die Zahl für die Größe des Schadens. In den Regelwerken des Verbundnetzes steht dieselbe Zahl für die Größe der Auslegung. Wie sie dorthin kam, beginnt acht Jahre vor diesem Dienstag.

Der Referenzstörfall von 3.000 Megawatt steht seit 2018 in einer ENTSO-E-Regel#

Am 8. August 2018 vereinbarten die Übertragungsnetzbetreiber des Synchrongebiets Kontinentaleuropa die Auslegungsannahmen ihres Gebiets. Artikel 3 legt die Dimensionierung der Frequenzhaltungsreserve fest: „The FCR dimensioning for the synchronous area CE in positive and negative direction is equal to the reference incident of 3000 MW“ entsoe.eu ↗. Das Erläuterungsdokument dazu definiert diesen Referenzstörfall als die größte erwartete momentane Abweichung zwischen Erzeugung und Verbrauch, für die das dynamische Verhalten des Systems ausgelegt ist. Momentan heißt: Es zählt, was in der Sekunde des Ausfalls floss. Vergleichbar sind deshalb die rund 3.000 eingespeisten Megawatt; die 4.200 installierten Megawatt geben an, was die Anlagen leisten, wenn alle laufen.

Die Genehmigung 622-23-008 macht aus der festen Vorgabe einen Startwert#

2023 beantragten alle kontinentaleuropäischen Übertragungsnetzbetreiber, diese feste Vorgabe durch ein probabilistisches Verfahren zu ersetzen. Die Bundesnetzagentur genehmigte den Antrag am 18. März 2025. Das Verfahren sehe „anstelle der bisherigen statischen Festlegung anhand des Referenzstörfalles eine regelmäßige Neudimensionierung“ bundesnetzagentur.de ↗ vor, heißt es dort, die zu einer „bedarfsgerechten und angemessenen (Höher-) Dimensionierung der FCR“ führe. Auf Seite 9 steht, dass 3.000 Megawatt „den Start- und somit Mindestwert im dynamischen Dimensionierungsprozess“ darstellen. Der Antrag räumt zwölf Monate zur Umsetzung ein und erlaubt, die Methodik alle zwei Jahre neu anzuwenden.

Der Bedarf im Block Deutschland/Dänemark-West stieg auf 613 Megawatt#

Was dieses Verfahren ausrechnet, kündigt ENTSO-E jedes Jahr im Voraus je Regelblock an. Für den Block, der Deutschland und Westdänemark zusammenfasst, lauteten die drei letzten Ankündigungen 589 Megawatt für 2024, 553 für 2025 und 613 Megawatt für 2026 eepublicdownloads.blob.core.windows.net ↗. Jede dieser Zahlen steht im Jahr vor dem Jahr, für das sie gilt. Die Ankündigung nennt einen Jahreswert je Regelblock, keinen Tageswert: Die 613 Megawatt gelten für einen von mehreren Blöcken, die 3.000 Megawatt für das gesamte Synchrongebiet von Portugal bis Polen. Der Blockbedarf bewegt sich, zuletzt um 60 Megawatt nach oben.

584 Megawatt Vorhaltung kosteten am 1. September rund 315.000 Euro#

Ausgeschrieben wird die Menge für jeden Liefertag neu; für den 1. September 2026 waren es im Marktgebiet Deutschland 584 Megawatt Primärregelleistung in sechs Vier-Stunden-Produkten regelleistung.net ↗, ein Jahr zuvor 528 Megawatt. Die Summe der sechs Zuschlagspreise über diesen Liefertag ergibt 538,78 Euro je Megawatt und Tag, für 584 Megawatt also 314.647,52 Euro. Am selben Kalendertag des Vorjahres waren es 374,29 Euro je Megawatt und Tag und damit 197.625,12 Euro für die kleinere Menge. Deutschlands 584 und Westdänemarks 29 Megawatt ergeben zusammen die angekündigten 613.

Wo dieses Geld verbucht wird, benennt die Stromnetzentgeltverordnung. Anlage 2 zu § 13 führt die Nebenkostenstelle „Regelenergie“ unter der Hauptkostenstelle „Systemdienstleistungen“ gesetze-im-internet.de ↗ und nennt dort ausdrücklich die Kosten für Primärregelleistung und -arbeit. Über die Höhe des Anteils am Netzentgelt sagt die Verordnung nichts, über die Zuordnung alles: Die Vorhaltung ist kein Posten, der bei einem Ausfall entsteht, sondern einer, der an jedem Tag anfällt, an dem nichts passiert. Vorgehaltene Leistung über eine Auktion zu beschaffen und den Aufschlag auf die Stromrechnung zu setzen, ist auch im größten US-Netzgebiet die Methode¹.

Am Abend des 1. September traf der Ausfall die Auslegung selbst. Ob er sich in den Ausgleichsenergiepreisen der betroffenen Viertelstunde niederschlug, war in den öffentlich abrufbaren Daten nicht zu finden. Acht Monate zuvor, am 3. Januar 2026, hatte ein Brandanschlag auf eine Kabelbrücke in Berlin-Lichterfelde rund 45.000 Haushalte und 2.200 Betriebe für mehr als viereinhalb Tage vom Netz getrennt. Dort fiel die Verteilung aus, hier die Erzeugung, und nur für den zweiten Fall hält Kontinentaleuropa eine bemessene Reserve vor. Was in Berlin damals noch Strom lieferte, entschied die Netzform der einzelnen Solaranlage².

Die Ankündigung des Blockbedarfs für 2027 kommt noch in diesem Jahr, die nächste Anwendung der genehmigten Methodik im Jahr 2028.

Anlass war Marc Widmanns Text „Stromversorgung: So lässt sich das Stromnetz besser schützen“ für DIE ZEIT vom 2. September 2026. Die Angaben zu Hergang und Umfang des Ausfalls stammen von RWE und Amprion und sind der Fachberichterstattung vom 2. September 2026 entnommen. Der Referenzstörfall steht in der Vereinbarung des Synchrongebiets Kontinentaleuropa nach Artikel 118 der Verordnung (EU) 2017/1485 (ENTSO-E, 8. August 2018) samt Erläuterungsdokument, die Ablösung durch das probabilistische Verfahren in der Genehmigung 622-23-008 der Bundesnetzagentur vom 18. März 2025 und im zugehörigen Antrag, die Bedarfszahlen je Regelblock in den Jahresankündigungen von ENTSO-E eepublicdownloads.blob.core.windows.net ↗, die Ausschreibungsergebnisse auf der gemeinsamen Plattform der Übertragungsnetzbetreiber regelleistung.net ↗, die Kostenstelle in Anlage 2 zu § 13 der Stromnetzentgeltverordnung gesetze-im-internet.de ↗. Die 314.647,52 Euro sind eine eigene Rechnung: Summe der sechs Zuschlagspreise je Vier-Stunden-Produkt am Liefertag 1. September 2026 im Marktgebiet Deutschland, multipliziert mit der beschafften Menge von 584 Megawatt. Der Vorjahreswert von 197.625,12 Euro folgt derselben Rechnung für den Liefertag 1. September 2025 und 528 Megawatt.