Alle 60 Sekunden verändert sich die Frequenz in zahlreichen Stromnetzen weltweit nach einem auffällig regelmäßigen Muster. Lange war unklar, wodurch diese Schwankungen entstehen. Ein internationales Phänomen lässt sich nun zumindest zu einem wesentlichen Teil auf die Steuerungssoftware von Batteriesystemen zurückführen. Forschende aus Deutschland haben nachgewiesen, dass gleichzeitig ausgeführte Selbsttests solcher Anlagen kurzfristige Stromspitzen verursachen können. Die Ergebnisse zeigen, weshalb auch kleine technische Vorgänge für die Stabilität großer Stromnetze bedeutsam werden können.
Die Frequenz ist eine zentrale Kenngröße für den Zustand eines Stromnetzes. Im kontinentaleuropäischen Verbundnetz liegt der Sollwert bei 50 Hertz. Solange Stromerzeugung und Stromverbrauch ausgeglichen sind, bleibt die Frequenz weitgehend stabil. Steigt die Nachfrage plötzlich stärker als die verfügbare Erzeugung, sinkt sie. Bei einem Überschuss an erzeugtem Strom steigt sie dagegen an.
Kleinere Abweichungen gehören zum normalen Netzbetrieb. Sie entstehen unter anderem durch wechselnden Verbrauch, Veränderungen der Stromerzeugung und Eingriffe der Netzregelung. Ungewöhnlich ist allerdings ein Muster, das sich mit einer Periodendauer von exakt 60 Sekunden wiederholt.
Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT Germany beobachtete solche Frequenzschwankungen bereits über mehrere Jahre. Die Ausschläge waren gering, zeigten jedoch eine auffällige Regelmäßigkeit. Ihre genaue Ursache blieb zunächst ungeklärt.
Ein Forschungsteam um Dirk Witthaut vom Forschungszentrum Jülich untersuchte deshalb Frequenzmessungen aus zwölf Stromnetzen auf fünf Kontinenten. Beteiligt waren auch Wissenschaftler der Universität Köln und des Karlsruher Instituts für Technologie. Ihre Ergebnisse erschienen am 30. Oktober 2026 in der Fachzeitschrift Nature Energy.
Die Auswertungen zeigten das wiederkehrende Muster in sämtlichen untersuchten Netzen. Besonders deutlich war es in großen Verbundsystemen Europas, Nordamerikas und Australiens. Nachweisbar war es außerdem in kleineren und teilweise isolierten Stromnetzen, darunter Island, Irland, Mallorca, Malaysia, Südkorea und Südafrika.
Die entscheidende Besonderheit des Signals liegt in seiner zeitlichen Präzision. Die Frequenz liegt im europäischen Netz typischerweise zu Beginn einer Minute am höchsten und nimmt anschließend für einige Sekunden bis zu etwa einer halben Minute ab. Das Muster wiederholt sich über lange Zeiträume.
Die Forschenden vermuteten deshalb einen Zusammenhang mit Geräten, deren Steuerungssoftware nach einer festen Uhrzeit arbeitet.
Konkrete Hinweise lieferte die Messinfrastruktur des Forschungszentrums Jülich. Auf dem dortigen Forschungscampus wurden an rund 80 Stellen elektrische Messungen durchgeführt. Dabei fielen insbesondere Gebäude mit batteriebasierten Anlagen zur unterbrechungsfreien Stromversorgung auf.
Solche Systeme werden beispielsweise eingesetzt, um empfindliche technische Anlagen bei einem Ausfall der regulären Stromversorgung weiterzubetreiben. Ihre Batterien und Steuerungseinheiten müssen regelmäßig überprüft werden.
Bei mehreren untersuchten Anlagen traten wiederkehrende Leistungsspitzen im Abstand von 60 Sekunden auf. In einem Fall bestätigte der Hersteller, dass die gemessenen Stromimpulse durch automatische Selbsttests des Batteriemanagementsystems entstanden.
Damit konnten die Forschenden einen unmittelbaren Zusammenhang zwischen einer softwaregesteuerten Prüfroutine und zusätzlichem Stromverbrauch nachweisen.
Die Messungen zeigten außerdem, dass die elektrischen Impulse nicht auf die jeweilige Batterieanlage begrenzt blieben. Die Veränderungen ließen sich über mehrere Transformatoren hinweg bis zur Verbindung mit dem öffentlichen Hochspannungsnetz mit einer Spannung von 110 Kilovolt verfolgen.
Das grundlegende Problem liegt nicht in der einzelnen technischen Prüfung. Entscheidend ist vielmehr, dass zahlreiche Geräte ihren Strombedarf möglicherweise zum gleichen Zeitpunkt verändern.
Werden interne Abläufe auf den Beginn jeder vollen Minute gelegt, können sich die Verbrauchsspitzen vieler Anlagen überlagern. Die daraus entstehenden Laständerungen wirken sich auf das Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch aus.
Eine zusätzliche Rolle spielt die Synchronisierung digitaler Uhren. Viele technische Systeme gleichen ihre Zeit regelmäßig mit externen Zeitquellen ab. Dadurch können Steuerungsprogramme verschiedener Anlagen über längere Zeit hinweg einen gemeinsamen Rhythmus entwickeln.
Die Wissenschaftler untersuchten diesen Effekt auch experimentell. Bei einer Batterieanlage verglichen sie das Verhalten mit aktivierter und deaktivierter Zeitsynchronisierung. Dabei zeigte sich, dass die externe Uhrensynchronisierung den zeitlichen Ablauf der Stromimpulse beeinflusste.
Allerdings reagierten nicht alle untersuchten Systeme gleich. Die konkrete Ausführung der Steuerungssoftware und die verwendeten Geräte spielten eine wesentliche Rolle.
Für das kontinentaleuropäische Stromnetz berechnete das Forschungsteam zudem die Größenordnung solcher Veränderungen. Eine periodische Frequenzabweichung mit einer Amplitude von drei Millihertz entspricht demnach einer zusammenhängenden Leistungsänderung von ungefähr 80 Megawatt.
Drei Millihertz entsprechen lediglich 0,003 Hertz. Im Verhältnis zur europäischen Sollfrequenz von 50 Hertz ist das eine äußerst kleine Abweichung. Die zugehörige Leistungsänderung verdeutlicht jedoch, dass sich zahlreiche gleichzeitige Vorgänge zu einer messbaren Belastung des Gesamtsystems addieren können.
Die festgestellten Frequenzveränderungen gelten bislang nicht als sicherheitskritisch. Dennoch können sie den Betrieb bestimmter Anlagen beeinflussen.
Besonders betroffen sind Wasserkraftwerke, die an der Stabilisierung der Netzfrequenz beteiligt sind. Ihre Turbinen und Regelsysteme müssen auf Veränderungen des elektrischen Gleichgewichts reagieren.
Kommt es wiederholt zu zusätzlichen Belastungen, verändern sich auch die Betriebsbedingungen der Maschinen. Solche regelmäßigen Anpassungen können den mechanischen Verschleiß erhöhen.
In skandinavischen Stromnetzen waren die Schwankungen zeitweise besonders ausgeprägt. Die Amplitude des wiederkehrenden Signals überschritt dort regelmäßig zehn Millihertz.
Vor diesem Hintergrund verschärften die zuständigen Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2023 die technischen Anforderungen an bestimmte Einrichtungen zur Frequenzregelung. Dazu gehörten zusätzliche Prüfungen und strengere Anforderungen an das Schwingungsverhalten.
Die wissenschaftlichen Auswertungen zeigen, dass sich die Ausschläge danach verringerten. Im Jahr 2025 wurden in den untersuchten skandinavischen Messdaten keine Amplituden oberhalb von zehn Millihertz mehr festgestellt.
Damit lässt sich zeigen, dass technische Anforderungen an die Netzregelung solche Schwankungen begrenzen können. Die zugrunde liegenden gleichzeitigen Verbrauchsimpulse werden dadurch allerdings nicht zwangsläufig beseitigt.
Ein weiteres Beispiel liefert Irland. Dort ist die Stromnachfrage von Rechenzentren in den vergangenen Jahren stark gestiegen. Viele dieser Anlagen verfügen über leistungsfähige Systeme zur unterbrechungsfreien Stromversorgung.
Nach den in der Studie verwendeten Daten entfielen im Jahr 2022 etwa 18 Prozent des irischen Stromverbrauchs auf Rechenzentren.
Parallel dazu veränderte sich das beobachtete Frequenzmuster deutlich. Zwischen 2016 und 2021 stieg die Größenordnung des regelmäßigen Frequenzabfalls von ungefähr drei auf zwölf Millihertz.
Die zeitliche Übereinstimmung deutet auf einen möglichen Zusammenhang mit dem Ausbau entsprechender Anlagen hin. Sie belegt allerdings nicht, dass sämtliche zusätzlichen Frequenzschwankungen ausschließlich durch Rechenzentren verursacht wurden.
Auch Veränderungen bei der Netzregelung und den physikalischen Eigenschaften des Stromsystems können das Ausmaß der Ausschläge beeinflussen.
Die Entwicklung verdeutlicht dennoch, weshalb wiederkehrende Lastspitzen bei der Planung moderner Stromnetze berücksichtigt werden müssen. Mit wachsender Zahl digital gesteuerter Anlagen steigt grundsätzlich die Möglichkeit, dass viele Geräte ähnliche Abläufe gleichzeitig ausführen.
Die Ergebnisse sind auch für den weiteren Umbau der Energieversorgung relevant.
Traditionelle Kraftwerke mit großen rotierenden Generatoren bringen mechanische Schwungmasse in das Stromnetz ein. Diese trägt dazu bei, kurzfristige Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch abzufedern.
Bei einer zunehmenden Stromerzeugung über Wechselrichter, wie sie unter anderem bei Photovoltaikanlagen eingesetzt werden, verändern sich diese physikalischen Eigenschaften des Stromsystems.
Eine geringere wirksame Trägheit kann dazu führen, dass dieselbe kurzfristige Leistungsänderung stärkere Frequenzabweichungen verursacht.
Das bedeutet nicht, dass erneuerbare Energien die nun untersuchten regelmäßigen Stromimpulse auslösen. Der von den Forschenden nachgewiesene Mechanismus hängt vielmehr mit der zeitlichen Steuerung elektrischer Geräte zusammen.
Beide Entwicklungen können jedoch zusammenwirken. Einerseits nimmt die Zahl elektronisch geregelter Verbraucher und Speicher zu. Andererseits verändert sich die Reaktion des Stromnetzes auf kurzfristige Leistungsschwankungen.
Die Wissenschaftler halten es deshalb für möglich, dass solche Synchronisierungseffekte künftig an Bedeutung gewinnen.
Neben Batteriesystemen kommen grundsätzlich weitere digital gesteuerte Geräte als mögliche Quellen ähnlicher Muster infrage. Dazu zählen beispielsweise Wärmepumpen, Klimaanlagen und vernetzte Haushaltsgeräte. Ein entsprechender Beitrag dieser Geräte zum weltweit beobachteten Signal ist bislang allerdings nicht in vergleichbarer Weise nachgewiesen.
Aus den Untersuchungsergebnissen ergeben sich konkrete Möglichkeiten, die regelmäßigen Verbrauchsspitzen zu verringern.
Ein Ansatz besteht darin, automatische Prüfungen nicht mehr bei zahlreichen Geräten gleichzeitig auszuführen. Stattdessen könnten die Zeitpunkte zeitlich versetzt oder innerhalb bestimmter Grenzen zufällig verteilt werden.
Auch eine Steuerung, die technische Prüfungen abhängig vom tatsächlichen Betriebszustand auslöst, kommt infrage.
Dass Veränderungen an der Software grundsätzlich möglich sind, zeigte sich bereits bei einer der untersuchten Batterieanlagen. Nach einem Austausch mit den Forschenden stellte der Hersteller eine Softwareaktualisierung bereit, durch die die zuvor streng regelmäßigen Stromimpulse in einem Batterieblock verändert wurden.
Damit verschwand dort die exakte Periodizität. Einzelne Selbsttests fanden allerdings weiterhin zu festgelegten Zeitpunkten statt. Die Ursache wurde somit nur teilweise beseitigt.
Für eine breitere Umsetzung müssten Hersteller, Netzbetreiber und gegebenenfalls Regulierungsbehörden entsprechende Anforderungen aufeinander abstimmen.
Die neue Studie macht damit auf eine bislang wenig beachtete Eigenschaft moderner Stromsysteme aufmerksam: Nicht nur die Leistung und Anzahl elektrischer Geräte sind für den Netzbetrieb entscheidend. Auch der Zeitpunkt, zu dem ihre Software bestimmte Vorgänge auslöst, kann die Stabilität des gesamten Systems beeinflussen.
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