Batteriespeicherboom belastet Stromnetze

Großbatteriespeicher boomen – bisher orientiert sich ihr Einsatz aber meistens an den schwankenden Strommarktpreisen. Damit lässt sich zwar gutes Geld verdienen, es sorgt aber auch für eine zusätzliche Belastung der Stromnetze. Deshalb dringen Verteilnetzbetreiber und die Bundesnetzagentur zunehmend darauf, Batteriespeicher stärker netzdienlich zu betreiben.

Das im Dezember 2025 gestartete Forschungsprojekts Strive BW analysiert nun, wie das gelingen kann: Netze stabilisieren und immer noch Geld verdienen. Beteiligt sind das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), die Technische Hochschule Ulm sowie Partner aus Industrie und Netzwirtschaft. 

Das Problem muss dringend und schnell gelöst werden: Es gibt eine wahre Flut an Netzanschlussanfragen für Großbatteriespeicher. Bundesweit geht es um mehrere Hundert Gigawatt in der Warteschlange. Weil rein marktorientiert betriebene Speicher lokal zu Netzengpässen führen können, wollen Netzbetreiber angesichts der vielen Projekte mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (FCA) sicherstellen, dass das Netz stabil bleibt: Sie haben dann die Möglichkeit, die Einspeise- und Ausspeiseleistungen zu begrenzen. 

„Allgemeine Netzgeltsystematik“

Für Betreiber können die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen allerdings zu Erlöseinbußen führen. Der Betrieb des Batteriespeichers kann zudem durch die Vorgaben erheblich eingeschränkt werden, eine Entschädigung ist nicht garantiert. 

Hinzu kommt: Die Bundesnetzagentur plant aktuell über die „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“, kurz AgNes, dynamische Netzentgelte für Speicher. Ist das Netz stark belastet, sollen die Entgelte steigen. Ist das nicht der Fall, sind sinkende Entgelte vorgesehen. Der Speicherbetrieb berücksichtigt dann neben den Börsenpreisen für Strom auch die jeweils aktuellen und erwarteten Netzentgelte. Für Netzbetreiber ist dieser Ansatz allerdings ein weiterer komplexer Berechnungsschritt. Und auch auf Seiten der Speicherbetreiber sorgt das für weitere Unsicherheiten. 

Genau in diesem Spannungsfeld setzt Strive BW an. „Die Vielzahl der Speicheranschlussanfragen zwingt uns, jetzt intelligente Lösungen zu finden“, erklärt Jonas Petzschmann, Leiter Smart Grids und Netzintegration am ZSW. „Wir wollen mit Strive BW zeigen, dass Speicher sehr wohl netzdienlich betrieben werden können, ohne die Wirtschaftlichkeit zu stark einzuschränken.“ 

Zu Beginn des Projekts sind Workshops mit Netzbetreibern, Projektierern und Speicherbetreibern geplant, um gemeinsam ein kompromissfähiges Zielbild zu finden. Ein besonderer Fokus liegt dabei auf den unterschiedlichen Instrumenten zur netzdienlichen Einbindung von Batteriespeichern im Verteilnetz sowie auf möglichen Kombinationspotenzialen zwischen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (gemäß Paragraf 8a EEG und Paragraf 17 Absatz 2b EnWG) und den im AgNes-Prozess diskutierten dynamischen Netzentgelten für Speicher. Dabei sollen Synergien, Konflikte und praktische Umsetzungsoptionen transparent herausgearbeitet werden. 

Weiterentwickelte Netzzustandsprognosen 

Ein zentraler Baustein des Projekts ist die Weiterentwicklung eines Koordinierungskonzepts für Batteriespeicher auf Grundlage von Netzzustandsprognosen. Das ZSW entwickelt deshalb sein bestehendes Prognosetool „GridSage“ gezielt weiter: Die bestehenden Erzeugungsprognosen von Windenergie- und Photovoltaikanlagen, historische Messdaten, geeignete Schätzmodelle sowie aktuelle Wetterprognosen dienen dazu, Engpässe im Verteilnetz frühzeitig zu identifizieren.

Auf dieser Basis lassen sich dynamische, zeitlich variable Leistungsbeschränkungen ableiten, die Speichern ermöglichen, Lade- und Entladevorgänge frühzeitig an erwartete Netzsituationen anzupassen. Eine klar definierte Kommunikationsarchitektur mit standardisierten Protokollen und Schnittstellen soll sicherstellen, dass sich die entwickelten Ansätze grundsätzlich in bestehende Netzleit- und Betriebsführungssysteme integrieren lassen und perspektivisch in operative Prozesse überführbar sind.

STRIVE.BW steht für „STrategien und Betriebsmodelle zur netzdienlichen Integration von Batteriespeichern in VErteilnetze in Baden-Württemberg“ und läuft über zwei Jahre bis November 2027.