Großbatteriespeicher gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende, stellen die Stromnetze aber zugleich vor neue Herausforderungen. Während Projektierer schnelle Anschlüsse und möglichst uneingeschränkte Fahrweisen anstreben, sorgen sich Netzbetreiber um Engpässe und steigende Systemkosten.
In Marktoberdorf zeigen die Vereinigten Wertach-Elektrizitätswerke (VWEW Energie) und Green Flexibility, wie sich dieser Zielkonflikt pragmatisch auflösen lässt. Grundlage ist eine flexible Netzanschlussvereinbarung, ein sogenanntes Flexible Connection Agreement (FCA), für einen Batteriespeicher mit 10 MW Leistung und 25 MWh Kapazität, der bereits Mitte 2026 in Betrieb gehen soll.
Region stark von PV geprägt
Der Standort im Ostallgäu ist bewusst gewählt. Der Speicher entsteht direkt am Umspannwerk im Marktoberdorfer Industriegebiet, nur wenige Meter vom nächsten Netzanschlusspunkt entfernt, was Genehmigung, Bau und baurechtliche Anforderungen erleichtert, wie VWEW-Geschäftsführer Stefan Fritz betont.
Gleichzeitig ist das Netzgebiet der VWEW Energie – wie weite Teile Südbayerns – stark von Photovoltaik geprägt, gilt bislang aber als vergleichsweise stabil. "Wir haben keine dramatischen Netzengpässe, obwohl wir im Netz wie jeder andere Netzbetreiber hier in der Region viel PV verarbeiten müssen", so Fritz. Das Netz sei in der Vergangenheit so ausgebaut worden, dass zusätzliche Erzeugungskapazitäten noch aufgenommen werden können, auch wenn die Spielräume begrenzt seien.
Positiver Effekt für das Stromnetz
Im Vorfeld hatten der kommunale Energieversorger und Green Flexibility mehrere Standorte im Netzgebiet analysiert. Neben der Flächenverfügbarkeit spielten netztechnische Kriterien eine zentrale Rolle.
"Wir haben uns verschiedene Standorte im Netzgebiet angeschaut, haben diese bewertet, basierend auf den klassischen Kriterien", sagt Christoph Lienert, Mitgründer und Geschäftsführer des Speicherspezialisten aus Kempten. Entscheidend sei gewesen, wo ein Batteriespeicher tatsächlich einen positiven Effekt im Netz entfalten könne.
Einschränkungen variieren im Jahresverlauf
Kern des Projekts ist die individuell ausgearbeitete, flexible Anschlussvereinbarung. Anders als pauschale Leistungsbegrenzungen regelt das FCA zeitlich differenzierte Leistungsfenster sowohl für das Einspeichern als auch für die Rückeinspeisung.
Die maximal zulässigen Leistungen sind viertelstundenscharf definiert und variieren im Jahresverlauf. Der Fahrplan orientiert sich dabei an den Quartalen des Jahres, erläutert Fritz. Zusätzlich kann der Netzbetreiber Anpassungen vornehmen, um auf unvorhergesehene Situationen zu reagieren.
Die Vereinbarung ist damit nicht hochdynamisch im Tages- oder Intraday-Bereich. Dafür fehlen vielen Verteilnetzbetreibern noch die operativen Voraussetzungen. "Ehrlicherweise sind wir als Energieversorger dort als Netzbetreiber nicht in der Lage, das zu machen", sagt Fritz mit Blick auf kurzfristig wechselnde Leistungsgrenzen. Dennoch ist die Vereinbarung für die Speicherbetreiber eine Verbesserung gegenüber statischen Vorgaben.
Lienert betont die Bedeutung des Ansatzes über den lokalen Nutzen hinaus: "Wir bringen den Vorteil von Speichern ins Netz, ohne Netzentgelte steigen zu lassen. Und so hat man eher den Effekt, dass diese Netzentgelte tatsächlich mittelfristig sinken könnten, beziehungsweise entlastet werden könnten." Flexible Anschlussvereinbarungen seien somit nicht nur für den einzelnen Netzbetreiber relevant, sondern für das Gesamtsystem und die Volkswirtschaft insgesamt.
Vorerfahrungen mit Speichern
Der Allgäuer Energieversorger kann selbst auf erste Erfahrungen mit Speichern zurückblicken. 2021 hatte das Unternehmen eine 7,3-MW-Batterie realisiert, um bestehende Dieselkraftwerke in die Primärregelung einzubinden. "Aus diesen Erfahrungen haben wir ganz klar abgeleitet: Für künftige Projekte wollten wir einen Partner, der die Verantwortung für den wirtschaftlichen Betrieb mit übernimmt", erklärt Fritz. Deshalb entschied man sich diesmal für ein 50-50-Modell mit Green Flexibility.
Investition und Betrieb werden von beiden Partnern gemeinsam verantwortet, einschließlich Vermarktung sowie technischer und kaufmännischer Betriebsführung. Das unterscheidet das Projekt von klassischen Konstellationen zwischen Netzbetreiber und externem Speicherinvestor.
Insgesamt sieht Fritz künftige Chancen für weitere Speicher im Netzgebiet der VWEW Energie. "Hinter dem Zähler, also beim Kunden, wird die Nachfrage in Zukunft deutlich steigen. Unsere Industrie- und Gewerbekunden stehen vor der Frage, wie sie PV-Anlagen, Elektromobilität und andere erneuerbare Energien in ihren Betrieb integrieren", unterstreicht der Unternehmenschef. "Alles, was wir lokal hinter dem Zähler machen können, entlastet unser Netz und reduziert die Systemkosten." Für den kommunalen Versorger spielt dies eine strategische Rolle, weil solche Lösungen Netzbelastung und Netzentgelte mittelfristig senken können.
Speicherprojekt als Blaupause
Green Flexibility auf der anderen Seite betrachtet die Marktoberdorfer Vereinbarung als Blaupause für weitere Speicherprojekte. "Aufbauend auf diesen Analysen haben wir tatsächlich ein dynamisches FCA definiert, das es uns ermöglicht, für unterschiedliche Situationen im Netz und entlang des Jahres eine zielführende Fahrweise zu ermöglichen", erklärt Lienert.
Kern dieses sogenannten "REGIOlink"-Ansatzes sei es, Netzdaten, Lastprofile und Erzeugungssituationen zu analysieren und daraus dynamische, netzdienliche Leistungsbeschränkungen abzuleiten, die sowohl den wirtschaftlichen Betrieb des Speichers als auch die Netzstabilität sicherstellen. Man befinde sich bereits zu künftigen Projekten im Austausch mit weiteren Energieversorgern als Partnern, versichert Lienert, und das bundesweit.
