Die Vernichtung und Nicht-Nutzung von nachhaltig erzeugter Energie ist das Schlimmste, was uns passieren kann. Deshalb ist es besonders wichtig, Energie zu speichern. In welcher Form dieses geschieht, sollte nachrangig sein, meint luchx – das magazin.

Große Herausforderung

Nachhaltig erzeugte Energie erfährt großen Zuspruch. Wind- und Solarenergieanlagen erzeugen schon heute den größten Anteil der benötigten Energie in Deutschland. Doch ein großer Teil der mühsam erzeugten Energie wird nicht genutzt oder zu Negativpreisen verschleudert. Diese Kosten tragen wir alle. Deshalb ist das Zusammenspiel von Batteriespeichern mit Wind- und Solaranlagen ein wichtiger Teil der Energieversorgung. Doch aktuell stellt dies Netzbetreiber wie auch Speicherbetreiber vor Herausforderungen. Denn gerade in Zeiten hoher Einspeisung aus Photovoltaik- und Windanlagen können Netzengpässe auftreten. Würden Speicher in solchen Situationen ebenfalls Strom einspeisen, verschärfen sie die Belastung. Entscheidend ist daher die Frage: Wie lassen sich Speicher so betreiben, dass sie das Netz entlasten und zugleich rentabel arbeiten können? ECO STOR, ein deutsch-norwegischer Planer und Entwickler großer Speicherprojekte, hat dafür eine eigene Lösung entwickelt, indem das Unternehmen Netzengpässe prognostiziert und die Einspeisung entsprechend anpasst.

Engpässe vermeiden

Das Unternehmen konzipiert seine großskaligen Batteriespeicher grundsätzlich so, dass sie das Stromnetz bestmöglich entlasten. Ein im Mai 2025 ans Netz gegangener 103,5-MW-Speicher in Bollingstedt in Schleswig-Holstein zeigt jedoch die damit verbundenen Herausforderungen. Dort kam es bei der Netzeinspeisung in wenigen Stunden des Jahres zur Konkurrenzsituation zwischen Speicher und lokalen Wind- und 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. Um dieses Spannungsfeld nicht nur für den Speicher in Bollingstedt, sondern auch grundsätzlich für alle weiteren Speicherprojekte zu lösen, wurde 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.

Prognosen erstellen

„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. Ein Redispatch ist ein Eingriff des Netzbetreibers in die Einsatzplanung von Kraftwerken, um Engpässe im Netz zu vermeiden. Bei einer Abregelung müsste die Einspeisung reduziert werden, weil das Netz den Strom nicht aufnehmen kann. Da Wind- und PV-Erzeugung gut prognostizierbar sind und Speicher meist antizyklisch betrieben werden, also dann laden, wenn Erneuerbare einspeisen, kommt es nur in Ausnahmefällen zu Eingriffen.

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

Batteriespeicher sind ein Schlüsselbaustein der Energiewende und lassen sich mit ihrem Betrieb sinnvoll in das Netz integrieren. „Eine im Juni 2025 veröffentlichte 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 und mit einem klugen regulatorischen Rahmen könnten sie diesen Nutzen weiter steigern, ohne ihre Rentabilität zu verlieren“, sagt Franz Hartleitner.

Doch Batteriespeicher sind nur ein Teil der Lösung zusätzlich sind Wasserstoff und Methanol als Speichermedien einzubeziehen. Denn die Diskussion ist doch nicht, ob Wind- und Solaranlagen angeschaltet werden, sondern ob sie zur Energieversorgung beitragen. Und dann ist es völlig nebensächlich, wie viel Energie zur Erzeugung von Wasserstoff und Methanol benötigt wird. Denn jede Energie, die trotz vorhandener Möglichkeit zur Speicherung nicht genutzt wird oder für deren Abnahme bezahlt werden muss, ist Verschwendung. Und Langzeitspeicherung ist die beste Vorsorge für Dunkelphasen und reduziert die Energiekosten für alle.