Seit Jahren beobachten Netzbetreiber ein merkwürdiges Muster: Kurz nach jeder vollen Minute sinkt die Frequenz im europäischen Stromnetz für einen Moment ein wenig ab. Ein Forschungsteam um das Forschungszentrum Jülich hat die Ursache jetzt in der Fachzeitschrift Nature Energy beschrieben. Die Erklärung zeigt, wie sehr digitale Steuerungen das Stromnetz mitprägen, und sie ist auch für Besitzer von PV-Anlage und Heimspeicher lehrreich.
Das Rätsel: ein Knick im Minutentakt
Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet hatte über mehrere Jahre registriert, dass die Netzfrequenz etwa alle 60 Sekunden kurz nach unten zuckt. Sicherheitskritisch war das nie. Auffällig war aber, wie regelmäßig es geschah. Natürliche Schwankungen im Stromnetz entstehen, weil Millionen Verbraucher und Erzeuger unabhängig voneinander ein- und ausschalten. Sie sind zufällig verteilt. Ein exakter Minutentakt passt nicht dazu. Er deutet auf etwas hin, das von einer Uhr gesteuert wird.
Um zu verstehen, warum schon kleine Ausschläge interessant sind, hilft ein Blick darauf, was die Netzfrequenz eigentlich anzeigt.
Kurz erklärt: Netzfrequenz
Wechselstrom ändert seine Richtung ständig. Im europäischen Verbundnetz geschieht das 50-mal pro Sekunde, also mit einer Frequenz von 50 Hertz (Hz). Diese Frequenz ist im ganzen Verbundnetz von Portugal bis Polen gleich und wirkt wie eine Füllstandsanzeige: Wird genauso viel Strom erzeugt wie verbraucht, bleibt sie bei 50 Hz. Wird mehr verbraucht als erzeugt, sinkt sie, bei einem Überschuss steigt sie. Abweichungen werden oft in Millihertz (mHz) angegeben, ein Millihertz ist ein Tausendstel Hertz.
Warum die Frequenz überhaupt schwankt
Strom lässt sich im Netz selbst kaum speichern. Jede Lastspitze muss deshalb im selben Augenblick irgendwoher gedeckt werden. In den ersten Sekundenbruchteilen übernehmen das die großen, sich drehenden Generatoren in Kraftwerken. Ihre schweren Läufer speichern Bewegungsenergie. Steigt der Verbrauch plötzlich, geben sie etwas davon ab und werden dabei minimal langsamer. Genau das misst man als sinkende Frequenz.
Diese Trägheit der rotierenden Massen nennen Fachleute Momentanreserve. Sie bremst jede Frequenzänderung ab, ähnlich wie ein schweres Schwungrad, das sich nicht so leicht aus dem Takt bringen lässt. Danach greift die Primärregelung: Kraftwerke und zunehmend auch Großbatterien messen die Frequenz und erhöhen oder senken automatisch ihre Leistung. Diese Reserve muss innerhalb von 30 Sekunden vollständig bereitstehen.
Mit der Energiewende ändert sich das Bild. Solar- und Windanlagen sowie Batterien sind über Wechselrichter (Geräte, die Gleichstrom in netzkonformen Wechselstrom umwandeln) ans Netz angeschlossen. Sie haben keine rotierende Masse und liefern deshalb von Natur aus keine Momentanreserve. Das Netz wird „leichter“ und reagiert empfindlicher auf schnelle Laständerungen. Daran wird intensiv geforscht, und Wechselrichter können diese Aufgabe künftig zum Teil per Regelung übernehmen.
Die Spur führt zu großen Batteriespeichern
Das Team um den Physiker Dirk Witthaut (Forschungszentrum Jülich und Universität zu Köln, zusammen mit dem Karlsruher Institut für Technologie) nutzte den sogenannten Living Lab Energy Campus in Jülich. Das ist ein Forschungsgelände, auf dem das Energiesystem des Campus im realen Betrieb vermessen wird. An rund 80 Stellen installierten die Forschenden Messpunkte, um zu sehen, welche Verbraucher den Minutentakt erzeugen.
Das Muster tauchte nur dort auf, wo große Batteriespeicher als unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV) arbeiten. Solche USV-Anlagen findet man in Rechenzentren, Laboren und Bürogebäuden. Sie halten Computer am Laufen, falls das Netz ausfällt. Laut der Vorabfassung der Studie handelte es sich in einem Fall um eine Anlage mit 1,5 Megawatt Leistung und 0,5 Megawattstunden Kapazität.
Der Mechanismus: Das Energiemanagementsystem der Speicher führt jede Minute eine kurze Prüfung durch, etwa eine Abfrage des Ladezustands oder einen Selbsttest. Dabei zieht die Anlage für einen Moment mehr Leistung. Der Hersteller der untersuchten Anlage bestätigte laut Preprint diese periodischen Tests. Weil die Geräte ihre Uhrzeit per Internet synchronisieren, starten viele von ihnen den Test zur selben Sekunde, nämlich kurz nach Beginn jeder vollen Minute.
Warum ausgerechnet die volle Minute?
Eine verbindliche Norm für den Zeitpunkt solcher Abfragen gibt es nicht. Witthaut vermutet, dass sich viele Hersteller unabhängig voneinander für ein 60-Sekunden-Intervall entschieden haben und dafür den naheliegenden Startpunkt wählten: den Minutenbeginn. Einzeln betrachtet ist das völlig harmlos. Erst die Summe macht den Unterschied. Tausende kleine Spitzen, die exakt gleichzeitig auftreten, addieren sich zu einer messbaren Lastspitze im ganzen Verbundnetz. Fachleute sprechen von einer ungewollten Synchronisierung.
Ein weltweites Phänomen
Der Minutentakt ist kein europäisches Sonderproblem. Nach der Vorabfassung der Studie zeigt er sich in Kontinentaleuropa, Großbritannien und Skandinavien ebenso wie in Messdaten aus den USA, Australien, Island, Südkorea und Malaysia. Im nordischen Netz überschreitet der Ausschlag demnach regelmäßig 10 mHz. Auf Mallorca war das Muster 2019 noch nicht zu sehen und tauchte erst 2025 auf, nachdem dort Batteriespeicher installiert worden waren.
Besonders deutlich ist das Beispiel Irland, das das Forschungszentrum Jülich in seiner Pressemitteilung nennt: Dort machen Rechenzentren mit großen Batteriespeichern rund ein Fünftel des landesweiten Strombedarfs aus. Die Stärke des Minutensignals hat sich zwischen 2016 und 2021 vervierfacht.
Dass der Effekt in einigen Netzen wächst, liegt laut Preprint vor allem an der sinkenden Momentanreserve: Dieselbe Lastspitze bewirkt in einem „leichteren“ Netz einen größeren Frequenzausschlag. Hinzu kommt, dass immer mehr digital gesteuerte Geräte am Netz hängen.
Welche Folgen hat das?
Für die Versorgungssicherheit besteht nach heutigem Stand keine Gefahr. Die Ausschläge liegen weit innerhalb des normalen Betriebsbereichs. Kosten entstehen trotzdem: Wasserkraftwerke, die an der Frequenzregelung teilnehmen, werden jede Minute kurz abgebremst und wieder beschleunigt. Das erhöht den Verschleiß der Turbinen. Die Autoren weisen außerdem darauf hin, dass solche Muster in einem Netz mit wenig Momentanreserve und vielen vernetzten Geräten die Stabilität stärker belasten könnten.
| Frequenzwert | Bedeutung |
|---|---|
| 50,000 Hz | Sollwert im europäischen Verbundnetz |
| Abweichung um ca. 0,010 Hz (10 mHz) | Größenordnung des Minutensignals im nordischen Netz laut Preprint |
| 50,2 Hz | Ab hier drosseln neue PV-Anlagen ihre Einspeisung schrittweise (VDE-AR-N 4105) |
| 51,5 Hz | Spätestens hier trennen sich Erzeugungsanlagen vom Netz |
Die Lösung ist erstaunlich einfach
Technisch lässt sich das Problem per Software beheben. Witthaut bringt es auf den Punkt: Man müsse die Abfragen „schlicht zufällig verteilen, statt sie immer zum gleichen Zeitpunkt zu starten“. Startet jeder Speicher seinen Test mit einem eigenen, zufälligen Zeitversatz, verteilen sich die Spitzen gleichmäßig über die Minute und gehen im normalen Grundrauschen des Netzes unter. Laut Preprint verschiebt mindestens ein Hersteller den Testzeitpunkt bereits täglich um einen wechselnden Versatz.
Die Forschenden schauen dabei über Batteriespeicher hinaus. Andere digital gesteuerte Geräte wie Klimaanlagen, Wärmepumpen, Waschmaschinen oder Geschirrspüler könnten ähnliche Muster zeigen, wenn sie nach einer synchronisierten Uhr arbeiten. In den Jülicher Messungen fiel zum Beispiel ein vernetzter Backofen auf, allerdings nur im Timer-Betrieb. Ob und wie stark solche Geräte tatsächlich beitragen, ist noch offen. Batteriespeicher sind möglicherweise nur ein Teil des Bildes.
Ein bekanntes Muster: das 50,2-Hertz-Problem
Dass gleichzeitiges Verhalten vieler Anlagen heikel sein kann, weiß die Solarbranche aus eigener Erfahrung. Ältere Anschlussregeln schrieben vor, dass sich PV-Anlagen bei einer Frequenz von 50,2 Hz sofort vom Netz trennen. Bei viel Sonne hätten so im Extremfall mehrere Gigawatt Leistung schlagartig gleichzeitig wegfallen können. Mit der Systemstabilitätsverordnung von 2012 wurden deshalb rund 315.000 größere PV-Anlagen (über 10 kWp, in Betrieb seit September 2005) nachgerüstet. Heute verlangt die Anschlussnorm VDE-AR-N 4105, dass neue Anlagen ihre Leistung oberhalb von 50,2 Hz gleitend reduzieren, statt abrupt abzuschalten. Wo eine Abschaltung bleibt, müssen die Schwellen gestaffelt sein. Die Lehre damals wie heute: Was für ein einzelnes Gerät vernünftig ist, kann im Kollektiv zum Problem werden.
Was bedeutet das für Sie?
- Kein Grund zur Sorge: Der Minutentakt gefährdet die Stromversorgung nach aktuellem Stand nicht. Sie müssen an Ihrer Anlage nichts ändern.
- Heimspeicher waren nicht Gegenstand der Studie: Untersucht wurden große USV-Batterien in Gewerbegebäuden und Rechenzentren. Aussagen über Heimspeicher lassen sich daraus nicht ableiten.
- Ihre PV-Anlage stützt das Netz bereits: Moderne Wechselrichter halten die Regeln der VDE-AR-N 4105 ein. Dazu gehört die gleitende Leistungsreduktion bei Überfrequenz, also genau die Lehre aus dem 50,2-Hz-Problem.
- Software-Updates werden wichtiger: Der Fall zeigt, dass Netzverträglichkeit zunehmend eine Frage der Programmierung ist. Halten Sie Wechselrichter und Speicher deshalb aktuell. Bei SolaX-Geräten richten wir dafür bei der Inbetriebnahme die Anbindung an die SolaXCloud ein, über die auch Firmware-Aktualisierungen laufen.
- Blick nach vorn: Mit dynamischen Stromtarifen, steuerbaren Wärmepumpen und E-Autos reagieren künftig Millionen Geräte auf dieselben Preis- und Steuersignale. Die Jülicher Ergebnisse unterstreichen, dass Hersteller und Netzbetreiber dabei auf zeitliche Streuung achten sollten. Das ist unsere Einordnung, keine Aussage der Studie.
Für die Forschung ist die Arbeit vor allem ein Lehrstück: Das Stromnetz ist längst ein cyber-physisches System, in dem Software, Uhren und Kommunikation über das physikalische Verhalten mitentscheiden. Die begutachtete Studie in Nature Energy liefert dafür ein gut dokumentiertes Beispiel aus der Praxis.
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Quellen
- „60-Sekunden-Rätsel in Stromnetzen gelöst“, Pressemitteilung Forschungszentrum Jülich, 30.10.2026: fz-juelich.de
- „One-minute frequency disturbances from unintended synchronization in cyber–physical power systems“, Nature Energy (peer-reviewed), 2026, DOI 10.1038/s41560-026-02144-0: nature.com
- Hartmann, C. et al.: „Cyber-Physical Systems on the Megawatt Scale: The impact of battery control on grid frequency stability“, Preprint (nicht begutachtete Vorabfassung), arXiv, 10.10.2025: arxiv.org
- „Forscher:innen lösen Rätsel um 60-Sekunden-Schwankung in Stromnetzen“, Solarserver, 30.10.2026: solarserver.de
- VDE FNN: Über- und Unterfrequenz (50,2-Hz-Problem, Systemstabilitätsverordnung): vde.com, abgerufen am 31.10.2026
- Bundesnetzagentur: Regelenergie (Primärregelleistung): bundesnetzagentur.de, abgerufen am 31.10.2026