Wenn das Stromnetz voll ist: Industriebatterien sollen Ökostrom retten

Im Netzgebiet des Netzbetreibers ÜZ Mainfranken wird bereits mehr erneuerbarer Strom erzeugt als verbraucht. Trotzdem müssen Wind- und Solaranlagen wegen lokaler Netzengpässe zeitweise ihre Einspeisung reduzieren. Industrielle Batteriespeicher könnten helfen, einen Teil dieses Stroms nutzbar zu machen und vorhandene Netzkapazitäten effizienter einzusetzen.

Bundesnetzagentur-Zahlen zeigen hohen Bedarf

Wie relevant solche Lösungen sind, zeigen Zahlen der Bundesnetzagentur (öffnet in neuem Fenster): Im Jahr 2025 wurden deutschlandweit rund 9,38 TWh Strom aus erneuerbaren Energien wegen Netzengpässen abgeregelt. Rund 35 % dieser Menge entfielen auf Engpässe in den Verteilnetzen – im Vorjahr waren es noch 26 %. Die vorläufigen Gesamtkosten des Netzengpassmanagements beliefen sich 2025 auf rund 3,07 Mrd. €.

Batteriespeicher für mehrere Aufgaben

Wie sich industrielle Batteriespeicher zur Netzentlastung einsetzen lassen, untersucht die Technische Hochschule Würzburg-Schweinfurt (THWS) gemeinsam mit vier Partnern im Forschungsprojekt ReDiFlex-‍B. Im Mittelpunkt steht ein Batteriespeicher mit rund 10 MWh Kapazität, den man beim Rohrhersteller Maincor in Knetzgau unter realen Produktionsbedingungen erproben will.

Technisch herausfordernd ist dabei die Mehrfachnutzung: Ein Batteriespeicher kann den Eigenverbrauch eines Unternehmens optimieren, am Strom- und Regelenergiemarkt eingesetzt werden und gleichzeitig für sogenannte Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen. Damit greifen Netzbetreiber gezielt in die Einspeisung oder Entnahme elektrischer Leistung ein, um Engpässe zu vermeiden.

Allerdings konkurrieren diese Einsatzmöglichkeiten miteinander. Wird eine Batterie für den Eigenverbrauch oder den Stromhandel genutzt, verändert sich ihr Ladezustand. Dadurch kann weniger Flexibilität für die Netzstabilisierung zur Verfügung stehen. „Die eigentliche Herausforderung liegt darin, dass ein Batteriespeicher nicht gleichzeitig alle Anforderungen erfüllen kann“, bringt es Prof. Dr. Fabian Scheller, Leiter des Instituts für Sustainable Energy Systems (INSYS) an der THWS, auf den Punkt.

Wer bezahlt für die Netzentlastung?

Neben der technischen Steuerung untersuchen Scheller und die Wissenschaftlerin Carolin Höchner insbesondere die wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Welche Erlöse entgehen einem Industrieunternehmen, wenn sein Speicher für die Netzstabilisierung eingesetzt wird? Welche zusätzlichen Kosten entstehen durch Batteriealterung? Und wie lässt sich der netzdienliche Einsatz angemessen vergüten?

Zudem gilt es, die Verantwortlichkeiten der beteiligten Akteure sowie geeignete Mess-, Bilanzierungs- und Abrechnungskonzepte zu klären. Ziel ist ein Speicherbetrieb, der sowohl zu den Anforderungen des Netzbetreibers als auch den wirtschaftlichen Interessen des Unternehmens passt.

Batteriespeicher-Praxistest beim Rohrhersteller Maincor

Der geplante Batteriespeicher soll am Maincor-Standort in Knetzgau eingebunden werden. Das Unternehmen verfügt bereits über umfangreiche Photovoltaikanlagen und einen kontinuierlichen Strombedarf durch seine Produktion.

Der regionale Netzbetreiber ÜZ Mainfranken untersucht die Integration des Speichers in seine Netzleitstelle und die Redispatch-Prozesse. Das Center for Applied Energy Research (CAE) koordiniert das Projekt und entwickelt Optimierungsverfahren für den Speicherbetrieb. Axsol übernimmt die technische Umsetzung und die Integration des Energiemanagementsystems.

Das dreijährige Forschungsprojekt ReDiFlex-B läuft noch bis August 2029. Das geplante Gesamtvolumen beträgt rund 4,65 Mio. €. Das Vorhaben wird im Rahmen des 8. Energieforschungsprogramms des Bundes gefördert.