Emma Energie kommentiert: Die Flexibilitäts-Gretchenfrage der Netztransformation
Die Energiewende ist nicht nur eine Transformation der Erzeugung – sie ist die größte Herausforderung für unser Stromnetz seit der Elektrifizierung. Und in dieser Transformation sind Großbatteriespeicher (BESS) die vielleicht spannendste Asset-Klasse. Sie sind schnell, präzise und, was am wichtigsten ist: Sie kommen ohne Subventionen aus.
Der Hochlauf dieser Speicher ist beeindruckend. Doch eine neue Kurzstudie zur Systemdienlichkeit von Großbatterien – die ich als Ingenieurin für Netzplanung mit großer Aufmerksamkeit gelesen habe – legt den Finger in die Wunde: Der volkswirtschaftliche Nutzen der Speicher ist enorm, aber ein erheblicher Teil ihres Potenzials zur Senkung von Netz- und Redispatchkosten bleibt ungenutzt. Der Grund ist nicht technischer, sondern rein regulatorischer Natur.
Für uns als Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber (VNB) ist diese Erkenntnis von strategischer Bedeutung. Wir müssen die Frage beantworten: Wie passen diese Milliarden-Investitionen in unsere lokale Netzstruktur, und wie können wir sicherstellen, dass sie uns bei der Integration von PV und E-Mobilität unterstützen, anstatt zusätzliche Engpässe zu schaffen?
1. Der unbestreitbare Markterfolg: Systemdienlichkeit in der Preiszone
Batteriespeicher sind heute bereits hochgradig systemdienlich, aber nur im Rahmen der bestehenden Marktmechanismen. Sie leisten genau das, was wir für ein fluktuierendes Erneuerbaren-System brauchen: Sie nehmen Strom auf, wenn er im Überfluss vorhanden und günstig (oft erneuerbar) ist, und speisen ihn ein, wenn er knapp und teuer (oft fossil) ist.
Die Zahlen sprechen für sich: Eine 100-MW-Batterie kann laut Schätzungen allein am Day-Ahead-Markt einen volkswirtschaftlichen Mehrwert von über 9 Millionen Euro pro Jahr generieren. Hinzu kommen die essenziellen Beiträge zur Bereitstellung von Regelleistung – ein Bereich, in dem Speicher dank ihrer Reaktionsschnelligkeit konventionelle Kraftwerke massiv entlasten.
Dieser Markteffekt ist systemdienlich im großen Maßstab: Er reduziert die Preisvolatilität, senkt die CO₂-Emissionen und sorgt dafür, dass weniger erneuerbare Energie abgeregelt werden muss. Die Preissignale der Strombörse internalisieren diesen Nutzen vollständig.
2. Die Netzblindheit: Der fehlende Ortsbezug
Wo liegt nun das Problem aus der Perspektive des Verteilnetzes? Es liegt in der fehlenden geographischen Komponente der Preissignale. In der einheitlichen deutschen Strompreiszone sind die Speicher – wie alle Marktteilnehmer – blind fürs Netz.
Ein Speicherbetreiber, der hochrentabel arbitriert, erhält keine Information darüber, ob sein Lade- oder Entladevorgang gerade eine lokale Netzüberlastung in der Mittel- oder Niederspannung verschärft. Im Gegenteil: Wenn der Preis niedrig ist (hohe PV-Einspeisung), laden die Speicher. Wenn der Netzknoten aber bereits durch die lokale PV am Limit ist, kann diese zusätzliche Last die Spannungshaltung gefährden oder kurzfristig Netzausbau erfordern.
Die Studie bestätigt, dass Speicher zwar im statistischen Mittel netzentlastend wirken und Redispatch-Kosten senken. Doch dieser Effekt ist nicht systematisch abgesichert. In Einzelfällen können die marktbasierten Fahrpläne Engpässe verstärken. Für uns als VNB bedeutet das: Wir müssen diese potenziellen negativen Rückwirkungen nachträglich über Redispatch oder, langfristig, über teuren konventionellen Netzausbau beheben. Dies ist ineffizient und konterkariert den volkswirtschaftlichen Nutzen der Speicherintegration.
3. Was das für Stadtwerke bedeutet: Vom Problem zur Chance
Warum müssen Sie sich als Stadtwerk, das die Transformation seiner Netze verantwortet, intensiv mit dieser Debatte beschäftigen?
Netzausbau-Alternative: Der Einsatz von Batteriespeichern kann eine kosteneffiziente Alternative zum konventionellen Netzausbau darstellen, insbesondere im Verteilnetz, wie auch unsere Recherche zeigt. Aber nur, wenn wir ihre Betriebsweise gezielt auf unsere Netzanforderungen ausrichten können (Source [7]). Wenn wir die Speicher zwingen, blind marktorientiert zu fahren, verlieren wir diese Option.
Kohärenz der Flexibilität: Wir arbeiten intensiv daran, die Flexibilität steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (SEV) wie Wärmepumpen und E-Autos über den §14a EnWG in unsere Netze zu integrieren. Großbatterien sind jedoch die Königsklasse der Flexibilität. Es wäre ein strategischer Fehler, die Steuerung der kleinen, dezentralen Flexibilität zu regeln, während die großen, marktgetriebenen Flexibilitäten ohne lokale Signale agieren. Wir brauchen ein kohärentes Instrumentarium für alle Flexibilitätsquellen.
Kostenminimierung: Die Minimierung der Gesamtsystemkosten ist unser oberstes Ziel. Wenn Speicher durch ihre Marktaktivität 9 Millionen Euro volkswirtschaftlichen Nutzen stiften, aber gleichzeitig 1 Million Euro unnötige Netzausbau- oder Redispatch-Kosten verursachen, ist das ein suboptimales Ergebnis. Wir müssen die Rahmenbedingungen so gestalten, dass diese 1 Million Euro vermieden werden, ohne die 9 Millionen Euro zu gefährden.
4. Die regulatorische Leitplanke: Anreize statt Verbote
Die politische Debatte ist hitzig, und es droht die Gefahr der regulatorischen Disharmonie. Die Studie warnt zu Recht vor einer unkoordinierten Vielzahl von Einzelinstrumenten – von flexiblen Netzanschlussverträgen über Leistungsgradienten bis hin zu Einschränkungen der kurzfristigen Vermarktung. Solche Maßnahmen können die Wirtschaftlichkeit der Speicher massiv gefährden und den notwendigen Hochlauf stoppen.
Wir müssen uns als VNB klar positionieren: Wir brauchen keine pauschalen Verbote oder willkürliche Einzelfallentscheidungen. Wir brauchen zielgerichtete, regelgebundene und transparente Anreize.
Die zentrale Erkenntnis ist: Entscheidend für die Netzdienlichkeit ist weniger der statische Standort (Nord/Süd) als die dynamische Betriebsweise. Wir müssen den Grad der Netzbelastung in die Fahrplanerstellung der Speicher einpreisen.
Das wirksamste Instrument dafür sind dynamisch-symmetrische Netzentgelte, die lokale Engpässe widerspiegeln. Wenn das Laden zu Zeiten lokaler Netzüberlastung teurer und das Entladen entlastend und somit vergünstigt wird, dann wird der Speicherbetreiber automatisch netzdienlich agieren – nicht aus Pflicht, sondern aus ökonomischer Vernunft.
Dieser Ansatz schafft die notwendige Investitionssicherheit und belohnt netzdienliches Verhalten, anstatt es nur zu pönalisieren. Nur so können wir sicherstellen, dass die Speicher nicht nur den Markt, sondern auch unsere Verteilnetze aktiv entlasten und damit den konventionellen Ausbau ersetzen (Source [4]).
Fazit: Jetzt die Weichen für 2030 stellen
Großbatteriespeicher sind der Katalysator, den die Energiewende braucht. 2030 wird die Integration und Steuerung von Flexibilität – von der kleinen Wallbox bis zum 100-MW-Speicher – Standard sein. Doch der Weg dorthin entscheidet sich jetzt in der regulatorischen Ausgestaltung.
Als Stadtwerke müssen wir uns aktiv in diese Debatte einbringen. Wir müssen klarmachen, dass wir die Flexibilität nutzen wollen, um unsere Netze effizient zu transformieren. Wir dürfen nicht zulassen, dass eine unkoordinierte Instrumentenvielfalt die Wirtschaftlichkeit dieser wichtigen, subventionsfreien Technologie gefährdet. Stattdessen sollten wir auf ökonomisch konsistente Signale setzen, die den Speicherbetreibern einen klaren Fahrplan geben: Der größte volkswirtschaftliche Mehrwert entsteht nur, wenn Markt- und Netzdienlichkeit Hand in Hand gehen.