Großspeicher im deutschen Stromnetz spielen eine zentrale Rolle bei der Stabilisierung erneuerbarer Energien und der Energiewende.[1] Sie dienen vorrangig als Arbitragesysteme für Preisschwankungen und zur Netzstabilisierung durch Frequenzregelung und Spannungsunterstützung.[1]

Einleitung: Speicher als Energiewende-Enabler

Großspeicher (ab 10 MWh Kapazität) gleichen Schwankungen volatiler Erneuerbarer aus und stabilisieren das Stromnetz in Echtzeit. Im deutschen Kontext dienen sie primär zwei Funktionen: Arbitrage (Strom günstig einkaufen, teuer verkaufen) und Netzstabilisierung (Frequenzregelung, Spannungsstütze, Blackstart-Fähigkeit).

Für Netzbetreiber, Energieversorger und Investoren sind sie unverzichtbar, um die Ziele der Energiewende – 80% EE bis 2030 – wirtschaftlich und technisch zu erreichen.

Technische Funktionen im Fokus

  • Arbitrage: Speicher laden bei Überproduktion (Mittag, Windstärken) und entladen in Spitzenzeiten oder bei Knappheit, nutzen Preis-Spreads an Börsen wie EPEX Spot.
  • Netzstabilisierung: Bereitstellung von Primärregelleistung (FCR), Minutenreserve (aFRR), Sekundärreserve (mFRR) sowie Spannungs- und Reaktivleistung.
  • Weitere Dienste: Blackstart-Fähigkeit, Netzersatzstrom und Lastspitzenmanagement für Industrie und Verteilnetze.

Typische Technologien sind Lithium-Ionen-Batterien, Redox-Flow und Pumpspeicher, mit Skalierbarkeit von 10 MW bis >500 MW Leistung.

Wirtschaftliche Vorteile der Arbitrage

  • Marktchancen: Arbitrage-Renditen durch steigende Intraday-Preis-Spreads (bis zu 200 €/MWh Differenz) und negative Börsenpreise bei EE-Überschuss.
  • Kombinierter Betrieb: Speicher können simultan Arbitrage und Regelenergie-Märkte bedienen, mit Stackable Revenue Streams.
  • Förderung: EEG-Umlage, KfW-Programme und Netzentgelte unterstützen Investitionen in Großspeicher.

In Deutschland laufen Projekte wie 250 MW in Heide oder 200 MW in Wunsiedel, die Arbitrage mit Netzdiensten kombinieren.

Netzstabilisierung als Kernaufgabe

  • Frequenzregelung: Großspeicher reagieren in Millisekunden auf Netzfrequenzabweichungen (50 Hz), essenziell bei hohem EE-Anteil.
  • Spannungsstabilität: Lokale Reaktivleistung und Blindleistungseinspeisung verhindern Spannungseinbrüche in Verteil- und Übertragungsnetzen.
  • Integrierte Lösungen: Kombination mit PV-Freiflächen oder Windparks für „Firming & Shifting“ der Erzeugung.

Durch Teilnahme an Ausschreibungen von TSOs (50Hertz, Amprion etc.) generieren Speicher stabile Einnahmen neben Arbitrage.

Ausblick für Investoren und Betreiber

Großspeicher sind der Schlüssel zur Netzstabilität bei 100% EE und bieten attraktive Renditen durch diversifizierte Einnahmequellen. In Deutschland expandieren sie rasant: Ziel sind 15 GW bis 2030, getrieben durch Netzausbauplan und EU-Marktregeln.

Für Projektentwickler und Energieunternehmen entstehen Chancen in Arbitrage-Optimierung, KI-gestützter Dispatch und Systemintegration.