Der schnelle Ausbau von Großbatteriespeichern ist ein zentraler Baustein der Energiewende. Gleichzeitig stellt der „Batterie-Tsunami“ Netzbetreiber, Speicherbetreiber und Vermarkter vor neue technische, operative und wirtschaftliche Herausforderungen. Insbesondere vier Betriebsvorgaben – Wirkleistungsbeschränkungen, reduzierte Wirkleistungsgradienten, Limitierung vermarktbarer Regelleistung und vorzeitige Fahrplanfestlegungen – rücken zunehmend in den Fokus. Sie sollen Netzstabilität sichern, erzeugen jedoch auch systemische Effekte, die weit über den Speicherbetrieb hinausgehen.

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Für green flexibility ist das Ziel der Kurzstudie deshalb klar: Die Perspektiven von Netzbetreibern, Vermarktern und Speicherbetreibern gleichberechtigt sichtbar zu machen und ein gemeinsames Verständnis der Wirkmechanismen zu schaffen. Nur so können künftige Instrumente entwickelt werden, die Netzstabilität sichern und gleichzeitig die volkswirtschaftliche Bedeutung von Flexibilität erhalten.

„Wir bei green flexibility wollen ein Teil der Lösung sein. Dafür braucht es ein gegenseitiges Zuhören und das Verständnis, wie unterschiedliche Werkzeuge die Interessen von Netz, Markt, System und Speicherbetrieb zusammenbringen können. Wenn wir die Wirkung dieser Ansätze gemeinsam bewerten, entstehen Lösungen, von denen alle profitieren. Genau hier möchten wir entscheidende Impulse setzen,“ so Christina Hepp, Director Strategy von green flexibility.

Unsere Analysen zeigen:

Die Einschränkungen adressieren reale Herausforderungen der Netzbetriebsführung – gleichzeitig bergen sie volkswirtschaftliche Nachteile, die bei flächendeckender Anwendung sowohl die Effizienz des Strommarkts, die Nutzung vorhandener Netzkapazitäten als auch die Flexibilität des Gesamtsystems beeinträchtigen können.

Zentrale Erkenntnisse der vier untersuchten Eingriffsmöglichkeiten

1. Wirkleistungsbeschränkungen
Sie reduzieren lokale Netzrisiken und sichern planbare Netzauslastungen. 

Doch die Ausgestaltung entscheidet über die volkswirtschaftliche Wirkung:

• Statische Leistungsbegrenzungen führen im untersuchten Netzgebiet zu 5840 eingeschränkten Stunden, während dynamische Beschränkungen mit nur 240 Stunden nahezu denselben netzplanerischen Effekt erzielen.

• Entsprechend unterscheiden sich die Erlöswirkungen: Statische Hüllkurven –25 %, dynamische Vorgaben –1 %. 
   

Dadurch gehen wertvolle Flexibilitäten verloren, insbesondere dann, wenn Speicher das System eigentlich entlasten könnten. Das kann Märkte verfestigen, Liquidität senken und die wohlfahrtsökonomische Wirkung von Batteriespeichern deutlich schmälern.

2. Vorzeitige Festlegung von Fahrplänen
Vorzeitige Festlegung von Fahrplänen erhöhen die Steuerbarkeit für Netzbetreiber, entziehen dem Markt aber die flexibelste Technologie genau dann, wenn Intraday-Liquidität und Prognosekorrekturen am dringendsten benötigt werden. Das führt zu mehr Extrempreisen, höherem Regelenergiebedarf und steigenden Systemkosten. Eine weitreichende Einschränkung der Intraday-Flexibilität würde den Kernnutzen von Großspeichern erheblich beeinträchtigen. Hier ist es wichtig, Lösungen zu finden, die Netzsicherheit und kurzfristige Flexibilität gleichermaßen berücksichtigen.

3. Begrenzung der Wirkleistungsgradienten
Flachere Rampen senken Frequenzabweichungen, die durch schnelle Leistungsabänderungen entstehen – verhindern aber, dass Speicher kurzfristig auf Prognosefehler oder volatile Einspeisemuster reagieren. Im Modell sinken die Erlöse bei einer 6 %-Gradientenvorgabe um 13 %. Gleichzeitig verliert das System einen wesentlichen Vorteil von Batteriespeichern: Geschwindigkeit und sofortige Regelfähigkeit.

4. Limitierung vermarktbarer Regelleistung
Aus Netzsicht nachvollziehbar, da Regelleistungseinsätze schwer planbar sind. Ökonomisch jedoch problematisch: Eine Limitierung auf 20 % der installierten Leistung reduziert die abgerufene Regelleistung eines 10 MW Speichers um bis zu 50 % – trotz Cross-Market-Optimierung. Das verknappt das Angebot, erhöht Preise und verschiebt Speicher stärker in den Wholesale-Markt, wo wiederum Lastspitzen entstehen können. 

Gemeinsame volkswirtschaftliche Problemstellung

Alle vier Vorgaben erzeugen ein wiederkehrendes Muster:
Sie sollen lokale Netzprobleme lösen, verursachen aber gleichzeitig systemweite Effizienzverluste, höhere Kosten für Verbraucher, sinkende Marktflexibilität und langfristig geringere Investitionsanreize – also genau jene Effekte, die eine erfolgreiche Energiewende schwächen.
Mögliche Lösungsansätze – und warum wir dafür den Dialog brauchen

Die Studie zeigt: starre Vorgaben führen selten zur optimalen Lösung.

 

Stattdessen könnten dynamische, datengestützte und netzzustandsbasierte Modelle Netzsicherheit gewährleisten, ohne den volkswirtschaftlichen Nutzen von Großbatteriespeichern stark einzuschränken.

Beispiele sind
•    dynamische Wirkleistungsbeschränkungen statt statische Hüllkurven
•    standortspezifische statt pauschale Gradientenvorgaben sowie eine Entkoppelung von physikalischen und bilanziellen Mengen
•    dynamische Freiräume für die Regelleistungsvermarktung 
•    mehr Datenaustausch inkl. Übermittlung von granularen Plandaten 

Diese Ansätze sollen als Grundlage für weitere Diskussionen bieten und sind mögliche Richtungen – Bausteine für eine Zukunft, in der alle Beteiligten gewinnen können.

Unser Fazit: Die beste Lösung entsteht gemeinsam

Speicherbetreiber, Netzbetreiber und Vermarkter verfolgen jeweils legitime Ziele. Die Herausforderung liegt darin, sie nicht gegeneinander, sondern miteinander zu denken.

Wir wollen ein Teil der Lösung sein – nicht mit fertigen Forderungen, sondern mit Offenheit, Daten, Analysen und Dialogbereitschaft.

Nur in diesem Zusammenspiel können wir Netzsicherheit, Marktliquidität und volkswirtschaftliche Effizienz gleichzeitig gewährleisten.

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