Netzintegration von Großbatteriespeichern – Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs), Netzentgelte & Co

Hintergrund

Ende 2025 lagen Netzanschlussanfragen von Großbatteriespeichern i. H. v. 720 GW bei Netzbetreibern vor [1]. Speicher werden wichtige Funktionen im künftigen Stromsystem übernehmen. Durch die einheitliche deutsche Strompreiszone erfolgt ihr Betrieb jedoch ohne Beachtung der Netzsituation. Dadurch könnten Speicher das Netz belasten oder Engpässe verstärken. 2024 beliefen sich die Kosten für Engpassmanagement-Maßnahmen (Redispatch) in Deutschland auf ca. 3 Mrd. € [2].

In einer Analyse für die Elia Group hat die FfE folgende Fragestellungen untersucht:

• Welchen Einfluss haben Großbatteriespeicher an unterschiedlichen Orten in Deutsch-land auf den Redispatch-Bedarf?
• Wie wirken unterschiedliche Maßnahmen zur Netzintegration von Speichern auf den Speicherbetrieb und auf Redispatch-Bedarfe?

Die Arbeit diente als Input für die jährliche Elia Viewpoint Studie.

Methodik

Die FfE stellte eine Vorauswahl potenzieller Instrumente zur Integration von Speichern in das Stromnetz zusammen und ordnete diese verschiedenen Kategorien zu. Aus dieser Liste wurden fünf Instrumente qualitativ hinsichtlich ihrer Effizienz, Wirksamkeit, regulatorischen Kompatibilität (mit Deutschland und Belgien), Komplexität der Umsetzung, sowie potenziellen Risiken und Kompromissen bewertet.

Zwei der Maßnahmen – dynamische Netzentgelte und flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs) mit Leistungsbeschränkungen – wurden darüber hinaus für das Jahr 2024 quantitativ analysiert. Mit Hilfe des e-Flame Modells der FfE wurden ihre Auswirkungen auf den Redispatch-Bedarf in drei deutschen Regionen auf der Ebene der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), sowie auf die Einnahmen der Speicherbetreiber bewertet.

Ergebnisse

Redispatch-erhöhendes und -verringerndes Speicherverhalten gleichen sich nahezu aus. Je nach Standort sind Speicher zufällig marginal Redispatch-erhöhend oder -verringernd. Hierbei lässt sich kein klarer Trend anhand der Erzeugungsprofile der Standorte erkennen.

Die beiden untersuchten Maßnahmen, dynamische Leitplanken und dynamische Netzentgelte, reduzieren in allen betrachteten Regionen den Netto-Redispatch-Bedarf (s. Abb. 1). Die dynamische Leitplanke eliminiert Redispatch-erhöhendes Verhalten vollständig und ist für Netzbetreiber planbar. Sie reduziert jedoch auch einen Teil des zufällig Redispatch-verringernden Verhaltens, wodurch der Netto-Effekt geringer ausfällt. Dynamische Netzentgelte internalisieren die Redispatch-Kosten für Speicherbetreiber, wodurch diese selbst eine Abwägung zu ihrer Betriebsweise treffen können. Sie haben eine höhere Wirkung auf den Netto-Redispatch-Bedarf.

Die Maßnahmen verändern jedoch nicht nur die Redispatch-Kosten, sondern haben auch Effekte auf die Erlöse der Speicherbetreiber, sowie auf die Netzbetreiber-Einnahmen durch dynamische Netzentgelte.

Abbildung 2 stellt die Effekte der Maßnahmen auf Netto-Redispatch-Ersparnisse (positiver Wert = Kostenreduktion), sowie auf Speichererlöse dar. Da dynamische Leitplanken die Vermarktungsmöglichkeiten der Speicher stark einschränken, ziehen Sie Erlöseinbuße von 8 bis 17 % nach sich. Dynamische Netzentgelte verbessern oft die Speichererlöse, da Speicher die Zeiten negativen Netzentgelte nutzen.

Die Wirkung dieser Instrumente hängt in hohem Maße von ihrer spezifischen Konfiguration ab. Unsere qualitative Analyse hebt den allgemeinen Trade-Off zwischen Instrumenten hervor, die Netzbetreibern eine höhere Zuverlässigkeit bieten, und solchen, die restriktiver für den marktorientierten BESS-Betrieb sind. Ein ausgewogener Ansatz – die Kombination mehrerer Instrumente – kann dazu beitragen, diese Kompromisse abzumildern und unterschiedliche Umsetzungszeitpläne aufeinander abzustimmen. Einige Instrumente sind sofort einsetzbar, während andere regulatorische Änderungen oder erhebliche Implementierungsanstrengungen erfordern.

Weitere Informationen

• eFlame – electric Flexibility assessment modeling environment
• Die diesjährige Elia Viewpoint Study wird im Rahmen eines Invite-Only-Events vorgestellt: Elia Group Viewpoint-Studie „Storage for System Strength“
• https://elia.group/storageforsystemstrength
• Kooperationsforum Großbatteriespeicher: Herausforderungen und Lösungen
• Netzverträglicher Ausbau von Großbatteriespeichern – Lösungsansätze aus der Praxis
• Projekt: Kooperationsforum Großbatteriespeicher
• de/projekte/kooperationsforum-grossbatteriespeicher/
• Kooperationsforen der FfE

Literatur

[1] BDEW, „Netzanschlussboom bei Großbatteriespeichern erfordert schnell neue Regeln,“ https://www.bdew.de/presse/netzanschlussboom-bei-gro%C3%9Fbatteriespeichern-erfordert-schnell-neue-regeln/#:~:text=Angesichts%20des%20Netzanschlussbooms%20bei%20Gro%C3%9Fbatteriespeichern,von%2078%20GW%20bereits%20%C3%BCberschritten., 27 11 2025.

[2] Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (ewi) und BET Consulting, „Energiewende. Effizient. Machen. Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode,“ BMWE, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/energiewende-effizient-machen.pdf?__blob=publicationFile&v=24, 2025.