Analyse der Systemdienlichkeit von Großbatterien

Mit dem raschen Ausbau erneuerbarer Energien steigt der Bedarf an Flexibilität im Stromsystem. Großbatteriespeicher können hier eine wichtige Rolle spielen, indem sie Strom kurzfristig speichern, Systemdienstleistungen bereitstellen und zur Stabilisierung des Stromsystems beitragen. Gleichzeitig stellt sich zunehmend die Frage, wie Batteriespeicher so eingesetzt werden können, dass sie unter den Anforderungen an die Systemdienlichkeit über die Erlösmöglichkeiten an Großhandels- und Regelenergiemärkten einen wirtschaftlichen Investment-Case darstellen. Eine aktuelle Studie analysiert daher die Auswirkungen von Großbatterien auf Strommarkt und Stromnetz sowie mögliche regulatorische Ansätze zur Stärkung ihrer Systemdienlichkeit.

Die Studie definiert die Systemdienlichkeit von Großbatterien aus einer volkswirtschaftlichen Perspektive. Sie ergibt sich aus dem gesamten Nutzen, den Batteriespeicher für das Stromsystem erzeugen – also aus der Summe von Marktnutzen und Netznutzen. Der Marktnutzen entsteht etwa durch die zeitliche Verschiebung von Strom von Stunden mit niedrigen Preisen zu Stunden mit hohen Preisen. Der Netznutzen ergibt sich beispielsweise dann, wenn Batteriespeicher Netzengpässe reduzieren oder Netzkosten senken. Entscheidend ist dabei die gesamtwirtschaftliche Betrachtung: Eine Batterie gilt als systemdienlich, wenn ihr gesamter Nutzen für das Energiesystem größer ist als die durch sie verursachten Kosten im Strommarkt und im Netz.

Großbatteriespeicher können in diesem Sinne einen wichtigen Beitrag zum Energiesystem leisten. Sie stabilisieren das Stromsystem, gleichen kurzfristige Schwankungen von Wind- und Solarstrom aus und eigenen sich aufgrund ihrer schnellen Verfügbarkeit für diverse Systemdienstleistungen wie Regelenergie, Spannungshaltung oder auch den Aufbau von Inselnetzen und Bereitstellung von Schwarzstartfähigkeit für größere Kraftwerksanlagen. Dadurch tragen sie neben der Steigerung der Resilienz und Versorgungssicherheit auch maßgeblich dazu bei, erneuerbare Energien besser zu integrieren, Preisspitzen zu reduzieren und – bei geeigneten Rahmenbedingungen – auch Netzengpässe zu verringern.

Die Studie ordnet die Markteffekte sowie die System- und Netzdienstleistungen von Großbatteriespeichern den internalisierten und externen Effekten im Strommarkt zu.

Batteriespeicher erzeugen Markteffekte im Strommarkt, indem sie Strom zeitlich verschieben: Sie laden in Zeiten niedriger Preise und speisen in Zeiten hoher Preise wieder ein. Dadurch werden teure Spitzenlastkraftwerke seltener benötigt, Strompreise stabilisiert und die Integration erneuerbarer Energien verbessert. Gleichzeitig können Batteriespeicher Preisvolatilität reduzieren und zur Senkung von CO₂-Emissionen beitragen.

Aufgrund ihrer hohen Reaktionsgeschwindigkeit und Flexibilität können Batteriespeicher besonders effizient Systemdienstleistungen bereitstellen, etwa Regelenergie, Ausgleichsenergie oder weitere netzstützende Funktionen. Sie erhöhen damit den Wettbewerb in diesen Märkten, senken Systemkosten und können konventionelle Kraftwerke teilweise ersetzen.

Viele dieser positiven Wirkungen werden bereits über Marktmechanismen abgebildet. Erlöse aus Stromhandel, Regelenergie oder Systemdienstleistungen spiegeln den Nutzen wider, den Batteriespeicher im Stromsystem erzeugen. Diese Effekte gelten daher als „internalisiert“, weil Betreiber sie in ihren wirtschaftlichen Entscheidungen berücksichtigen.

Demgegenüber stehen externe Effekte, die derzeit nicht über Marktpreise abgebildet werden und daher von Betreibern nicht berücksichtigt werden. Dazu zählen insbesondere Auswirkungen auf Netzengpässe, kurzfristige Leistungsänderungen im Stromsystem, Fahrplansprünge zwischen Bilanzierungsperioden sowie Effekte auf die Spannungshaltung im Netz. Diese externen Effekte können sowohl netzentlastend als auch netzbelastend wirken.

Der wichtigste externe Effekt betrifft Netzengpässe. Da Batteriespeicher ihre Einsatzentscheidungen auf Basis von Marktpreisen treffen und nicht auf Basis der Netzsituation, können sie Engpässe im Netz sowohl reduzieren als auch verstärken. Ihr Beitrag zur Netzentlastung erfolgt daher derzeit eher zufällig als systematisch.

Durch ihre sehr schnelle Reaktionsfähigkeit können Batteriespeicher auch kurzfristige Systemeffekte verursachen, etwa Leistungsänderungen innerhalb oder zwischen Bilanzierungsperioden oder zusätzliche Spannungsschwankungen im Netz. Diese Effekte können zusätzliche Anforderungen an Netzbetrieb und Systemsteuerung stellen.

Der zentrale Grund, warum viele Systemeffekte heute nicht vergütet werden, liegt darin, dass Strompreise in einer einheitlichen Preiszone die Netzsituation nicht widerspiegeln. Batteriespeicher reagieren daher auf Marktpreise und nicht auf Netzengpässe. Dadurch können sie zwar Netzengpässe reduzieren oder Systemkosten senken, erhalten dafür aber bislang keinen systematischen wirtschaftlichen Anreiz.

Ein zentraler Ansatz der Studie betrifft Vorschläge zu Instrumenten zur Vermeidung von Netzengpässen. Dazu gehören insbesondere regionale oder geografische Preissignale im Strommarkt, regionale Strommärkte oder dynamische Netzentgelte. Diese Instrumente sollen dazu beitragen, dass Marktpreise auch Netzsituationen widerspiegeln und Batteriespeicher ihre Einsatzentscheidungen stärker an Netzengpässen ausrichten.

Ein weiterer Ansatz sind Einschränkungen oder Anpassungen beim Netzanschluss und beim Betrieb von Batteriespeichern. Diskutiert werden beispielsweise flexible Netzanschlussvereinbarungen, bei denen Netzbetreiber Batteriespeicher gemäß den Anschlussbedingungen weiterhin in Engpasssituationen zeitweise steuern oder abschalten können und zusätzliche technische Leitplanken für den Betrieb vorgeben können. Wichtig hierbei ist jedoch, die Aspekte der Wirtschaftlichkeit des Batteriespeichers durch angemessene Gebührenanpassungen (z.B. durch Befreiung von Netznutzungs- und Netzverlustentgelten) sicherzustellen. Auch die Überbauung von Netzanschlüssen – etwa in Kombination mit erneuerbaren Anlagen – wird als wichtige Option genannt.

Darüber hinaus werden technische und marktliche Maßnahmen zur Reduktion kurzfristiger Systemeffekte betrachtet. Dazu zählen etwa eine mögliche Verkürzung der Bilanzierungsperiode, Begrenzungen von Rampen bei Leistungsänderungen oder Vorgaben zur Blindleistungsbereitstellung. Diese Maßnahmen sollen kurzfristige Systemungleichgewichte reduzieren und den Netzbetrieb stabilisieren.

Die Bewertung solcher Instrumente sollte immer aus einer volkswirtschaftlichen Gesamtsicht erfolgen. Maßnahmen, die zwar Netzkosten reduzieren, gleichzeitig aber die marktliche Flexibilität von Batteriespeichern stark einschränken, können insgesamt zu Wohlfahrtsverlusten führen.

Die Studie leitet daraus mehrere Grundprinzipien für geeignete regulatorische Instrumente ab: Maßnahmen sollten möglichst zielgerichtet sein, sowohl netzschädliches Verhalten vermeiden als auch netzdienliches Verhalten fördern, transparente und vorhersehbare Rahmenbedingungen schaffen und alle Netzebenen berücksichtigen. Gleichzeitig sollte vermieden werden, dass eine Vielzahl unkoordinierter Maßnahmen den wirtschaftlichen Betrieb und den Ausbau von Batteriespeichern behindert.

Großbatteriespeicher können einen bedeutenden volkswirtschaftlichen Beitrag zum Energiesystem leisten. Sie stabilisieren den Strommarkt, unterstützen die Integration erneuerbarer Energien und können durch ihre hohe Flexibilität wichtige Systemdienstleistungen bereitstellen. Gleichzeitig zeigen die Analysen, dass ein Teil ihrer Systemwirkungen – insbesondere im Stromnetz – derzeit nicht über Marktmechanismen berücksichtigt wird.

Die Studie kommt daher zum Schluss, dass regulatorischer Handlungsbedarf vor allem bei diesen externen Effekten besteht. Gleichzeitig sollte die Ausgestaltung neuer Instrumente sorgfältig erfolgen: Maßnahmen zur Stärkung der Netzdienlichkeit dürfen die marktbasierten Flexibilitätsvorteile von Batteriespeichern nur insofern einschränken, als das eine wirtschaftliche Darstellbarkeit dieser Projekte sichergestellt wird. Entscheidend ist daher ein ausgewogener regulatorischer Rahmen, der sowohl den Nutzen im Strommarkt als auch im Stromnetz berücksichtigt und Investitionssicherheit für den weiteren Ausbau von Batteriespeichern schafft.