06.03.2026 – Netzbetreiber und die Bundesnetzagentur drängen zunehmend darauf, Batteriespeicher stärker netzdienlich zu betreiben. Das Forschungsprojekt STRIVE.BW untersucht nun, wie der Spagat gelingen kann, die Verteilnetze zu stabilisieren und zeitgleich noch Geld mit den Speichern zu verdienen.
Da rein marktorientiert betriebene Speicher tendenziell lokale Netzengpässe auslösen können, wollen einige Netzbetreiber mit flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (sogenannte FCA) das Netz stabil halten, indem sie die Einspeise- und Ausspeiseleistungen begrenzen. Allerdings können die FCAs bei manchen Batteriespeicherbetreibern zu Erlöseinbußen führen – spätestens, wenn der Betrieb des Speichers durch die Vorgaben des Netzbetreibers eingeschränkt wird.
Hinzu kommt, dass die Bundesnetzagentur (BNetzA) aktuell über die Einführung dynamischer Netzentgelte für den Speicherbetrieb nachdenkt – Stichwort: „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ (AgNes). Für Netzbetreiber bedeutet dieser Ansatz jedoch einen weiteren Berechnungsschritt. Zudem sind die Verdienstmöglichkeiten der Speicher auf Basis von Preissignalen stärker von Unsicherheit geprägt als bei einer obligatorischen Leistungsbegrenzung.
Symbolbild: Das Forschungsprojekt STRIVE.BW entwickelt netzdienliche Betriebsmodelle für stationäre Batteriespeicher in Verteilnetzen. (Bild: zhu difeng / stock.adobe.com)
Genau in diesem Spannungsfeld setzt das Forschungsprojekt STRIVE.BW an, wie Jonas Petzschmann, Leiter Smart Grids und Netzintegration am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), erklärt: „Die Vielzahl der Speicheranschlussanfragen zwingt uns, jetzt intelligente Lösungen zu finden. Wir wollen mit STRIVE.BW zeigen, dass Speicher sehr wohl netzdienlich betrieben werden können, ohne die Wirtschaftlichkeit zu stark einzuschränken.“
Kompromiss ausloten
Zu Beginn des Projekts will die Forschungsgemeinschaft – bestehend aus ZSW, der Technischen Hochschule Ulm sowie Partnern aus Industrie und Netzwirtschaft – mehrere Workshops mit Netzbetreibern, Projektierern und Speicherbetreibern durchführen. Dabei sollen die Beteiligten gemeinsam ein kompromissfähiges Zielbild entwerfen.
Ein besonderer Fokus soll hierbei auf die unterschiedlichen Instrumente zur netzdienlichen Einbindung von Batteriespeichern im Verteilnetz gelegt werden. Zudem sollen die Teilnehmer nach möglichen Kombinationspotenzialen zwischen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen und den im AgNes-Prozess diskutierten dynamischen Netzentgelten für Speicher suchen.
Speicherbewirtschaftung via Netzzustandsprognosen
Ein weiterer Baustein des Projekts besteht in der Weiterentwicklung eines Koordinierungskonzepts für Batteriespeicher auf Grundlage von Netzzustandsprognosen. Hierzu entwickelt das ZSW sein bestehendes Prognosetool „GridSage“ weiter, um Engpässe im Verteilnetz frühzeitig zu identifizieren. Auf dieser Grundlage sollen sich dynamische, zeitlich variable Leistungsbeschränkungen ableiten lassen, die den Speichern erlauben, ihre Lade- und Entladevorgänge frühzeitig an erwartete Netzsituationen anzupassen.
Eine klar definierte Kommunikationsarchitektur mit standardisierten Protokollen und Schnittstellen soll zusätzlich sicherstellen, dass sich die entwickelten Ansätze in bestehende Netzleit- und Betriebsführungssysteme integrieren lassen. Das Forschungsvorhaben läuft über zwei Jahre bis November 2027 und wird vom Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg gefördert. (cp)
Beitragsbild: RomanR / stock.adobe.com