Konkurrenz zwischen Erneuerbaren vermeiden
ECO STOR konzipiert seine großskaligen Batteriespeicher grundsätzlich so, dass sie das Stromnetz bestmöglich entlasten. Das Beispiel des im Mai 2025 ans Netz gegangenen 103,5-MW-Speichers in Bollingstedt zeigt aber auch, dass dies mit Herausforderungen verbunden ist. Dort kam es bei der Netzeinspeisung in wenigen Stunden des Jahres zur Konkurrenzsituation zwischen Speicher und lokalen Wind- bzw. Solaranlagen. Eine uneingeschränkte Nutzung des Batteriespeichers war daher nicht möglich. Gemeinsam mit dem Netzbetreiber Schleswig-Holstein Netz wurde beschlossen, die Entladeleistung bei hoher erneuerbarer Erzeugung zu begrenzen. Das stabilisierte zwar das Netz, verringerte aber andererseits auch die Wirtschaftlichkeit des Projekts.
Flexibler Betrieb durch Prognosen
Um dieses Spannungsfeld nicht nur für den Speicher in Bollingstedt, sondern auch grundsätzlich für alle weiteren Speicherprojekte zu lösen, hat ECO STOR ein Prognosetool entwickelt. Es kombiniert Wetter- und Erzeugungsdaten von Wind und Solar mit historischen Lastwerten und kann so die Netzbelastung realistisch vorhersagen. Damit lässt sich im Voraus bestimmen, wie viel eingespeist werden kann, ohne dadurch Engpässe zu verursachen. Bei hoher Einspeisung durch Erneuerbare reduziert der Speicher automatisch seine Entladeleistung.
„Damit der Speicher an den Märkten für Systemdienstleistungen teilnehmen kann – insbesondere an der FCR-Auktion (Frequency Containment Reserve), die zwei Tage vor dem Erbringungszeitpunkt jeweils um 8 Uhr startet – müssen die Prognosen bis zu 42 Stunden im Voraus vorliegen“, erklärt Franz Hartleitner, Energy Data Scientist bei ECO STOR. Die FCR ist eine Primärregelreserve, die Netzfrequenzabweichungen innerhalb von Sekunden automatisch ausgleicht.
Die bisherigen Daten zeigen: Das System funktioniert, notwendige Redispatch- oder Abregelungsmaßnahmen am Netzanschlusspunkt haben sich auf ein Minimum reduziert. Da Wind- und PV-Erzeugung gut prognostizierbar sind und Speicher meist antizyklisch betrieben werden – sie laden, wenn Erneuerbare einspeisen – kommt es nur in Ausnahmefällen zu Eingriffen.
Können dynamische Netzentgelte helfen?
Eine zentrale Erkenntnis aus diesem Ansatz ist, dass Betriebsrichtlinien zur Netzdienlichkeit künftig unverzichtbar sein werden. Angesichts der wachsenden Zahl großer Speicherprojekte eröffnet sich hier auch für Netzbetreiber die Möglichkeit, neue Steuerungsinstrumente zu entwickeln, die regionale Besonderheiten berücksichtigen. Das erfordert jedoch einen regulativen Rahmen. Dazu könnten dynamische Netzentgelte gehören, die sich flexibel an der Netzsituation orientieren. Lädt ein Speicher in Zeiten hoher Erzeugung und trägt damit zur Entlastung des Netzes bei, müsste er keine Entgelte zahlen oder könnte sogar eine Vergütung erhalten. Bei neutralem Einfluss wären nur geringe Gebühren fällig, während netzbelastender Betrieb höhere Entgelte nach sich ziehen würde. Ein solches Modell könnte Investoren zusätzliche Sicherheit bieten und gleichzeitig die Netzstabilität fördern.
Speicher können die Lösung sein, wenn sie nur dürfen
Batteriespeicher sind ein Schlüsselbaustein der Energiewende und lassen sich mit ihrem Betrieb sinnvoll in das Netz integrieren. Eine aktuelle Studie von Neon Neue Energieökonomik bestätigt: Starre Vorgaben wie pauschale Einspeiserestriktionen, undifferenzierte Netzentgelte oder feste Leistungsbegrenzungen hemmen das Potenzial von Speichern und gefährden ihre Wirtschaftlichkeit.
Stattdessen braucht es feinjustierte, dynamische Mechanismen, die sowohl Netzengpässe berücksichtigen als auch Anreize für netzdienliches Verhalten schaffen. Großbatterien reduzieren schon heute Redispatch-Kosten; mit einem klugen regulatorischen Rahmen könnten sie diesen Nutzen weiter steigern, ohne ihre Rentabilität zu verlieren.
Die Erfahrung zeigt: Speicher sind nicht das Problem, sondern Teil der Lösung. Mit klaren Regeln, vorausschauender Planung und gemeinsamer Verantwortung von Netzbetreibern, Speicherbetreibern und Regulierung können Batterien wirtschaftlich attraktiv und systemdienlich zugleich betrieben werden.
Dieser Artikel wurde auch veröffentlicht auf ees-europe.com
