Projekt „STRIVE.BW“: Wie sich flexible Netzanschlussvereinbarungen mit wirtschaftlichem Speicherbetrieb kombinieren lassen

Ein Konsortium aus Forschungsinstituten, Industrie und Netzbetreibern will Lösungen finden, wie Batteriespeicher netzdienlich betrieben werden können, ohne zu starke wirtschaftliche Einbußen erleiden zu müssen.

5. März 2026 Sandra Enkhardt

Viele Speicher werden nur noch mit FCAs ans Netz angeschlossen. Wie diese ausgestaltet werden sollten, um einen wirtschaftlichen Speicherbetrieb zu ermöglichen, darum geht es im Forschungsprojekt "STRIVE.BW".

Foto: Ecostor

Netze stabilisieren und gleichzeitig Geld verdienen. Wie dies mit großen Batteriespeichern gelingen kann, dieser Frage geht das im Dezember 2025 gestartet Forschungsprojekt „STRIVE.BW“ nach. Die Abkürzung steht für „STrategien und Betriebsmodelle zur netzdienlichen Integration von Batteriespeichern in VErteilnetze in Baden-Württemberg“.

Hintergrund ist die Flut an Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher, die vielerorts auf sehr limitierte Netzkapazitäten treffen. Flexible Netzanschlussvereinbarungen, auch FCAs für flexible connection agreement abgekürzt, können in solchen Situationen ein Ausweg sein. Dabei werden Anschlussleistung oder Fahrweise der Batteriespeicher im Sinne einer Netzdienlichkeit eingeschränkt.

Vielerorts werden neue Batteriespeicher nur noch mit FCAs ans Netz angeschlossen. Allerdings gibt es bislang keinen Standard für diese Vereinbarungen und je nach Risikoaffinität der Netzbetreiber werden die Erlösmöglichkeiten der Speicherbetreiber durch die Vorgaben teilweise stark eingeschränkt. Hierbei einen sinnvollen Mittelweg zu finden, der Netzdienlichkeit bei gleichzeitiger Wirtschaftlichkeit der Batteriespeicher sicherstellt, ist Aufgabe des Projekts, an dem unter anderem das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), die Technische Hochschule Ulm sowie Partner aus Industrie und Netzwirtschaft beteiligt sind. „Die Vielzahl der Speicheranschlussanfragen zwingt uns, jetzt intelligente Lösungen zu finden“, sagt 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.“

Für die Anfangszeit des Projekts sind Workshops geplant, bei denen Netzbetreiber, Projektierer und Speicherbetreiber gemeinsam „ein kompromissfähiges Zielbild“ entwerfen sollen. „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“, heißt es vom ZSW weiter. Am Ende sollen praktische Umsetzungsoptionen transparent herausgearbeitet, aber auch Zielkonflikte benannt werden.

Als weiteren wichtige Baustein für das Projekt wird die Weiterentwicklung eines Koordinierungskonzepts für Batteriespeicher auf Grundlage von Netzzustandsprognosen genannt. Das ZSW will dafür sein Prognosetool „GridSage“ gezielt weiterentwickeln. Dabei sollen mit bestehenden Erzeugungsprognosen von Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen, historischen Messdaten, geeigneten Schätzmodelle sowie aktuellen Wetterprognosen Engpässe im Verteilnetz frühzeitig identifiziert werden. Basierend auf den Ergebnissen können dann dynamische, zeitlich variable Leistungsbeschränkungen abgeleitet werden, damit die Lade- und Entladevorgänge der Batteriespeicher frühzeitig an erwartete Netzsituationen angepasst werden können. Die entwickelten Konzepte sollen dabei in enger Abstimmung mit Verteilnetzbetreibern und anhand realitätsnaher Anwendungsfälle untersucht werden, wie es weiter heißt.

„Wir analysieren die Konzepte nicht nur theoretisch, sondern direkt an realen Netzdaten“, sagt Catherine Adelmann, Doktorandin in der Smart-Grids-Forschungsgruppe an der Technischen Hochschule Ulm. „Dabei schauen wir uns an, wie gut die Prognosequalität ist, und wie viel Flexibilität die Speicher liefern können. So ordnen wir die Netzdienlichkeit ein und können bewerten, was in der Praxis funktioniert und wo wir noch nachjustieren müssen.“

An dem Forschungsprojekt, das bis November 2027 läuft, sind neben ZSW und der TH Ulm noch die Verteilnetzbetreiber Netze BW, Stadtwerke Schwäbisch Hall, Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm Netze, Fair Netz und Ehinger Energie sowie die Projektierer Noveria Energy, Schoenergie und das auf Verteilnetze spezialisierte Softwareunternehmen Envelio beteiligt. Die energierechtliche Expertise liefert die Kanzlei Becker Büttner Held (BBH). Das Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg fördert das Forschungsvorhaben.

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