Bundesweit stauen sich Netzanschlussanfragen für Großbatteriespeicher im Umfang von Hunderten Gigawatt. Netzbetreiber setzen zunehmend auf flexible Netzanschlussvereinbarungen, um die Einspeise- und Ausspeiseleistung begrenzen zu können.
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Für Speicherbetreiber kann das jedoch zu Erlöseinbußen führen, eine Entschädigung ist nicht garantiert. Parallel plant die Bundesnetzagentur über die Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom (kurz Agnes) dynamische Netzentgelte für Speicher, die bei hoher Netzbelastung steigen und bei geringer Belastung sinken sollen.
Kompromiss zwischen Netzstabilität und Wirtschaftlichkeit
In diesem Spannungsfeld setzt das Projekt Strive-BW an. Es wird vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) koordiniert. Der Name steht für „Strategien und Betriebsmodelle zur netzdienlichen Integration von Batteriespeichern in Verteilnetze in Baden-Württemberg". Das Projekt läuft über zwei Jahre bis November 2027.
Neues Auswahlverfahren für Großbatteriespeicher startet
„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." Zu Beginn des Projekts sollen Workshops mit Netzbetreibern, Projektierern und Speicherbetreibern stattfinden. Ein Fokus liegt auf den Kombinationspotenzialen zwischen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen und den im Agnes-Prozess diskutierten dynamischen Netzentgelten. Ziel sei es, Synergien und Zielkonflikte transparent herauszuarbeiten.
Prognosetool soll Engpässe im Verteilnetz erkennen
Ein zentraler Baustein ist die Weiterentwicklung des ZSW-Prognosetools Gridsage: Es soll auf Basis von Erzeugungsprognosen für Windenergie- und Photovoltaikanlagen, historischen Messdaten und Wetterprognosen Engpässe im Verteilnetz frühzeitig identifizieren.
Speicher treiben Umbau der Netze
Daraus lassen sich dynamische, zeitlich variable Leistungsbeschränkungen ableiten. Speicher könnten ihre Lade- und Entladevorgänge dann frühzeitig an erwartete Netzsituationen anpassen. Catherine Adelmann, Doktorandin in der Smart-Grids-Forschungsgruppe an der Technischen Hochschule Ulm, sagt: „Wir analysieren die Konzepte nicht nur theoretisch, sondern direkt an realen Netzdaten. Dabei schauen wir uns an, wie gut die Prognosequalität ist, und wie viel Flexibilität die Speicher liefern können."
Konsortium aus Netzbetreibern und Projektierern
Wissenschaftlicher Partner ist die Technische Hochschule Ulm, die ihre energiewirtschaftliche Expertise zur Bewertung von Geschäftsmodellen und Anreizmechanismen einbringt. Unterstützt wird das Konsortium von den Verteilnetzbetreibern Netze BW, Stadtwerke Schwäbisch Hall, Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm Netze, Fairnetz und Ehinger Energie sowie den Projektierern Noveria Energy und Schoenergie. Das Softwareunternehmen Envelio und die auf Energierecht spezialisierte Kanzlei Becker Büttner Held ergänzen das Konsortium. (nhp)
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