Vom Handelsasset zur Systemressource

Der erwartete Zubau von Großbatteriespeichern dürfte das Stromsystem in den kommenden Jahren deutlich prägen. Gleichzeitig rücken Netz- und Systemstabilität stärker in den Mittelpunkt: Der Ausbau erneuerbarer Energien, neue Verbrauchslasten und der Rückbau konventioneller Kraftwerke treffen auf teils fragmentierte Strukturen, begrenzte Flexibilität und einen hohen Digitalisierungsbedarf.

Damit beginnt eine neue Phase der Speicherintegration: Neben ihrem Einsatz auf den Strommärkten sollen Großbatterien zunehmend weitere Netz- und Systemaufgaben übernehmen. Doch nicht jede Batterie ist automatisch für jede Aufgabe ausgelegt.

Entscheidend wird deshalb, ob Speicher im kritischen Moment nicht nur gebaut, sondern technisch qualifiziert, steuerbar und tatsächlich verfügbar sind. Denn Batteriespeicher verfügen über einen begrenzten Ladezustand und eine begrenzte Leistung. Sie können Stromhandel, Regelenergie und weitere Systemdienstleistungen nicht gleichzeitig in vollem Umfang bedienen. Der Betreiber muss daher fortlaufend abwägen, welche Kapazitäten und Leistungen zu welchem Zeitpunkt wann für Markt-, Netz- oder Systemaufgaben vorgehalten werden.

System- und Netzbedürfnisse durch marktliche Anreize sichtbar machen

Marktlich getriebene Einsatzentscheidungen müssen mit einem sicheren Netz- und Systembetrieb vereinbar sein. Im öffentlichen Diskurs werden diese Ebenen noch häufig miteinander vermischt. Für die Einordnung der Rolle von Batteriespeichern in einem zukünftigen Stromsystem ist die Abgrenzung zwischen marktlichen und systemischen Anforderungen daher grundlegend. 

Die Wirkung von Speichern auf den kurzfristigen Strommärkten lässt sich besonders anschaulich beobachten: Großbatteriespeicher werden marktlich so eingesetzt, dass sie bei niedrigen Strompreisen laden und bei hohen Preisen entladen. Dadurch können sie zur Verringerung von Preisspreads beitragen. Dies wurde zuletzt auch mit dem Strompreissimulator auf Energy-Charts in einer Simulationsumgebung eindrücklich dargestellt. Der Nutzer kann hier selbst den Einfluss des Zubaus von Leistung und Speicherkapazität sichtbar machen. Die Leistung, angegeben in Megawatt, beschreibt, wie viel elektrische Energie in einer bestimmten Zeitspanne in das Stromnetz eingespeist oder aus ihm bezogen werden kann. Die Kapazität beschreibt, welche Energiemenge insgesamt in den Batteriezellen gespeichert werden kann. 

Dieses Verhalten auf den Strommärkten sollte jedoch nicht isoliert betrachtet werden. Die Einspeisung oder der Bezug von elektrischer Energie hat immer auch Rückwirkungen auf die anderen beiden Einflussebenen. Diese marktlich getriebenen Entscheidungen sollten mittels einer geeigneten Anreizstruktur mit dem System- und Netzbetrieb in Einklang gebracht werden. Um das zu gewährleisten, steht Netzbetreibern und Regulatoren bereits heute ein Instrumentenkasten zur Verfügung. 

Stärkung der marktlich erbrachten Systemdienstleistungen 

Die Beschaffung vieler Systemdienstleistungen soll entsprechend den Regelungen in § 12h EnWG überwiegend marktlich erfolgen. Ziel ist es, die Kosteneffizienz bei der Beschaffung zu steigern. Dies wird heute insbesondere im Rahmen der Frequenz- und Spannungshaltung gewährleistet. Für die Frequenzstützung durch Regelenergie oder Momentanreserve aus Großbatteriespeichern ist vor allem eine hohe Leistung bei sehr schneller Reaktionsfähigkeit entscheidend. 

Momentanreserve begrenzt die Geschwindigkeit, mit der sich die Netzfrequenz verändert. Sie wurde und wird derzeit vor allem durch die Massenträgheit der rotierenden Massen der Generatoren thermischer Großkraftwerke bereitgestellt. Wechselrichterbasierte Anlagen wie Großbatterien können solche Funktionen künftig technisch abbilden – sofern Leistungselektronik, Regelung und Schutzkonzept dafür ausgelegt und präqualifiziert sind. Die marktlicheErbringung der Systemdienstleistung muss also mit dem Systembedarf an Frequenzstabilisierung und den Integrationsvoraussetzungen am Netzverknüpfungspunkt in Einklang gebracht werden. 

Für die Spannungshaltung durch die Bereitstellung von Blindleistung müssen insbesondere die Kommunikationswege und Abläufe zwischen Betreiber und Netzbetreiber eindeutig festgelegt sein. Ob ein Batteriespeicher an marktlichen Bereitstellungsmechanismen teilnimmt oder nicht, hängt heute maßgeblich von den Opportunitätskosten einer solchen Erbringung ab. 

Vormals wurde die Beschaffung dieser Dienstleistungen teilweise durch bilaterale Rahmenverträge zwischen Netzbetreibern und den Betreibern thermischer Kraftwerke oder durch den Bau von explizit dafür genutzten Netzbetriebsmitteln sichergestellt. Hier bietet die gezielte Einbindung von Speichern eine effiziente Alternative. Sie erwirtschaften Deckungsbeiträge auf mehreren unterschiedlichen Märkten und sollten daher in der Lage sein, Systemdienstleistungen kosteneffizient zur Verfügung zu stellen. Dieser Effekt ist bereits im Rahmen der Regelleistungs- und Regelenergieerbringung sichtbar, in der Speicher zunehmend Marktanteile einnehmen.

Verfügbarkeit als zentrale Frage

Mit wachsender Bedeutung von Großbatteriespeichern rückt eine Frage in den Mittelpunkt: Ist die Leistung im kritischen Moment tatsächlich an der richtigen Stelle verfügbar? Entscheidend ist deshalb eine Einsatzplanung, die unterschiedliche Erlösmöglichkeiten und zugesagte Systemdienstleistungen gemeinsam berücksichtigt. Marktliche Anreize und operative Prozesse für den Abruf verfügbarer Leistung müssen so zusammenspielen, dass die benötigte Leistung im entscheidenden Moment tatsächlich erbracht wird.

Künftig wird es darauf ankommen, Speicherbetreibern und Vermarktern zu ermöglichen, die Einsatzplanung übergreifend und wirtschaftlich zu optimieren und so die Abwägung zwischen Markt-, System- und Netzbedarfen in die Handelsentscheidungen für den Speicher einzubeziehen. 

Gleichzeitig müssen Speicher vollständig in die Prozesse der Netz- und Systemführung integriert werden. Das gilt insbesondere für das Engpassmanagement: Wird die Einspeisung zur Entlastung eines Netzengpasses an einer Stelle durch sog. negativen Redispatch reduziert, braucht es an anderer Stelle einen entsprechenden Ausgleich durch sog. positiven Redispatch. Batteriespeicher können hier eine Alternative zu thermischen Kraftwerken bieten, sofern sie am geeigneten Netzstandort über ausreichend verfügbare Leistung und einen passenden Ladezustand verfügen. Ihr Beitrag beschränkt sich damit nicht nur auf die Abregelung im Rahmen der negativen Redispatch Regelungen, wie die meisten erneuerbaren Energien Anlagen. Damit das gelingt bedarf es aus Perspektive des Speicherbetreibers ein kontinuierliches Monitoring des Ladezustands, eine zuverlässige technische Steuerung, klare Prioritäten bei konkurrierenden Anforderungen und eindeutige Regelungen für die Kostenanerkennung einer solchen Maßnahme.

Das verändert auch den Blick auf den Speicherhochlauf. Installierte Gigawatt und Gigawattstunden bleiben wichtige Größen. Sie allein reichen jedoch nicht aus, um die Wirkung von Batteriespeichern auf das Stromsystem zu bewerten. Entscheidend ist vielmehr, wie die Speicher in Markt, Netz und System integriert und eingesetzt werden.

Flexibilität richtig in das Stromsystem integrieren

Der schnelle Zubau von Großbatteriespeichern ist eine große Chance für ein erneuerbares Stromsystem. Er kann helfen, Erzeugungsspitzen aufzunehmen, negative Strompreise zu begrenzen, Abregelung zu reduzieren und fossile Flexibilität schrittweise zu ersetzen. Gleichzeitig entbindet er nicht davon, das System als Ganzes zu planen: Netzausbau, erneuerbare Erzeugung, steuerbare Lasten und Erzeuger sowie ein resilienter Netzbetrieb müssen zusammengedacht werden.

Entscheidend ist, keinen Gegensatz zwischen marktlichem Betrieb und Systemverantwortung aufzubauen. Es braucht einen Rahmen, der technische Anforderungen, verlässliche Verfügbarkeit und wirtschaftliche Anreize zusammenführt. So können Speicher dort eingesetzt werden, wo sie den größten Nutzen für das Gesamtsystem stiften.

Der Übergang vom Handelsasset zur Systemressource ist damit kein bloßes Etikett. Er verlangt eine andere Planungs-, Betriebs- und Regulierungslogik. Großbatteriespeicher werden thermische Kraftwerke nicht ohne richtige Anreize in jeder Funktion und nicht unter allen Bedingungen ersetzen können. Richtig ausgelegt, gesteuert und in das System integriert, können sie aber zu einem tragenden Baustein eines flexiblen, erneuerbaren und resilienten Stromsystems werden.

— Die Autorin Marie-Sophie Braun verantwortet als Head of Markets & Regulatory Affairs bei Kyon Energy die Schnittstelle zwischen strategischer Portfolioentwicklung, der Identifikation neuer Marktopportunitäten und zentralen netzwirtschaftlichen Fragestellungen. Sie hat einen M.Sc. Wirtschaftsingernieurswesen FR. Maschinenbau (Energietechnik) der RWTH Aachen University und arbeitet seit 2023 bei dem beim Entwickler und Betreiber von Großbatteriespeichern. —