ENERGIEWENDE

KI-generiertes Bild: Umspannwerk mit Transformatoren, daneben Batteriespeicher-Container, dahinter Solarpark und Windräder

Warum Netzbetreiber netzdienliche Speicher brauchen

Ein Stromnetz ist auf wenige Spitzenstunden im Jahr ausgelegt. Mit einer Batterie an der Engstelle lässt sich die übrige Zeit nutzen. So passt mehr Solar- und Windstrom ins bestehende Netz, bevor ein größerer Transformator oder eine neue Leitung nötig wird.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 28. SEPTEMBER 2026 · 8 Min. LESEN

Am Umspannwerk zwischen Hoch- und Mittelspannung legt die Nennleistung des Transformators fest, wie viel Erzeugung der Netzbetreiber anschließt. Ausgereizt wird sie selten, weil Verbrauch, Windstrom und Solarstrom zeitlich verschieden verlaufen. Als netzdienliche Speicher gelten Batterien, die ein Netzbetreiber so fahren lässt, dass der Transformator seine Grenze einhält. Sie nehmen Überschüsse auf und geben sie in Stunden ab, in denen Trafo und Leitung Luft haben.

Wie viel Spielraum darin steckt, hat das Fraunhofer IEE im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft 2026 an Messdaten von 20 Transformatoren durchgerechnet. In der Rechnung hängt an jedem Trafo Erzeugung in doppelter Höhe seiner Nennleistung, daneben steht eine Batterie. Im Mittel müsste der Netzbetreiber dann nur rund ein Prozent des zusätzlichen Solarstroms wegen der Trafogrenze abregeln. Die Autoren sehen in dem Konzept „ein deutliches Potential zur Reduzierung und zeitlichen Verschiebung von Netzausbaumaßnahmen”.

Wie viel Solarleistung zusätzlich an ein Umspannwerk passt

Die Fraunhofer-Forscher David Geiger, Maximilian Pfennig und Jan Dobschinski nennen das Prinzip Überbauung: Am Umspannwerk hängt mehr Erzeugungsleistung, als der Transformator auf einmal durchleiten kann. Eine Überbauung von 100 Prozent heißt, dass Bestandsanlagen und neue Photovoltaik zusammen 200 Prozent der Trafo-Nennleistung erreichen. An einem Trafo mit 100 Megawatt hängen dann 200 Megawatt Erzeugung. Wie viel davon neue Photovoltaik ist, hängt vom Bestand am Standort ab.

Die Messdaten stammen aus 13 Umspannwerken der Netzbetreiber Pfalzwerke Netz und Westnetz, mit Transformatoren zwischen 15 und 80 Megavoltampere. Die Forscher kombinierten die gemessenen Leistungsflüsse des Jahres 2025 mit simuliertem Solarzubau und werteten 3.040 Jahressimulationen aus. Statistische Repräsentativität für alle deutschen Umspannwerke beanspruchen sie nicht.

Im Referenzfall steht neben dem Trafo eine Batterie mit 40 Prozent seiner Nennleistung und vier Stunden Speicherdauer. Ohne Speicher müsste der Netzbetreiber bei 100 Prozent Überbauung im Mittel rund fünf Prozent des zusätzlichen Solarstroms abregeln. Mit einer Batterie, die nach Börsenpreisen fährt und dabei die Trafogrenze einhält, sinkt der Wert auf rund ein Prozent. Beide Zahlen sind ungewichtete Mittel über 20 Transformatoren, marktbedingte Abregelung und Speicherverluste fehlen darin. Die Autoren verstehen sie ausdrücklich nicht als Anschlusszusage für einzelne Umspannwerke.

Balkendiagramm: Trafobedingte Abregelung zusätzlicher Photovoltaik ohne Speicher rund 5 Prozent, mit Batteriespeicher rund 1 Prozent — Mit Batterie am Umspannwerk sinkt die trafobedingte Abregelung des zusätzlichen Solarstroms im Mittel von rund fünf auf rund ein Prozent. QUELLE: FRAUNHOFER IEE / BSW-SOLAR, GRAFIK: CLEANTHINKING

Für die Hochrechnung haben die Autoren 3.621 Umspannwerke dieser Netzebene aus OpenStreetMap-Daten erfasst. Übertragen auf 1.313 ländliche, stark von Wind- und Solarstrom geprägte Standorte ergibt sich eine technische Größenordnung von rund 150 Gigawatt zusätzlicher Photovoltaik. Dazu gehören rund 60 Gigawatt Batterieleistung mit 240 Gigawattstunden Kapazität. Eine Prognose ist das nicht, und nicht jeder dieser Standorte wurde einzeln simuliert (mehr dazu: Batteriespeicher an Umspannwerken: Platz für 150 GW).

Was netzdienliche Speicher von reinen Handelsspeichern unterscheidet

Dieselbe Batterie lässt sich auf drei Arten fahren. Ein Handelsspeicher lädt, wenn Strom an der Börse billig ist, und entlädt, wenn er teuer ist; die Lage im Netz vor Ort bleibt außen vor. Ein netzdienlicher Speicher glättet die Residuallast am Engpass, also den örtlichen Verbrauch abzüglich der Wind- und Solarerzeugung. Im gemischten Betrieb handelt die Batterie am Markt und hält dabei die Grenze des Transformators ein.

Das Fraunhofer IEE hat den gemischten Betrieb als marktoptimierte, den rein netzdienlichen als trafooptimierte Fahrweise verglichen. Wer die Batterie marktoptimiert fährt, erzielt über alle Überbauungsstufen die höhere Erlöskennzahl. Wer sie trafooptimiert fährt, entlastet den Transformator konsequenter und drückt die Abregelung noch unter ein Prozent. Im untersuchten Rahmen senkt eine längere Speicherdauer die Abregelung stärker als mehr Leistung.

Beim Geschäftsmodell trennen sich die Wege. Das Berliner Cleantech-Unternehmen Terralayr bündelt verteilte Batterien zu einer virtuellen Großbatterie für den Strommarkt. Energieversorger mieten sie über Pachtverträge mit fester Vergütung (mehr dazu: Wie virtuelle Batterien die Energiewende skalierbar machen). Netzdienliche Speicher kauft dagegen der Netzbetreiber als Dienstleistung ein. Er legt fest, wann die Batterie für den Engpass bereitsteht, und bezahlt dafür ein Entgelt.

Wo Netzbetreiber Speicherdienste schon einkaufen

Im Raum Göteborg kauft der Netzbetreiber Göteborg Energi Nät über den lokalen Flexibilitätsmarkt Effekthandel Väst Entlastung für seine Spitzenstunden ein. Teilnehmer senken dann ihren Verbrauch, speisen mehr ein oder setzen Speicher ein. Im Jahr 2025 stieg die verfügbare Flexibilität von 35 auf 70 Megawatt, nach Angaben des schwedischen Cleantech-Unternehmens Ingrid Capacity auch durch dessen 24-Megawatt-Speicher in Göteborg. Therese Ceasar, bei Göteborg Energi Nät für Flexibilität zuständig, sagt, dank solcher Partner könne der Netzbetreiber mehr neue Kunden anschließen.

Für den Netzbetreiber Varbergortens Elnät im südlicher gelegenen Varberg kappen Ingrid und das Speicherunternehmen BW ESS Lastspitzen. Dafür steht eine Batterie mit 20 Megawatt Leistung und 20 Megawattstunden Kapazität bereit. Die Partner haben das Angebot zur Spitzenkappung Ende 2025 vorgestellt, zur Vertragsform nennen sie nichts. Björn Fahlgren, Chef von Varbergortens Elnät, will damit neuen Akteuren den Netzanschluss ermöglichen und die Stromkosten in der Region stabil halten. Ingrid will das Modell nach Deutschland bringen.

In Deutschland hat Bayernwerk Netz 2024 nach eigener Darstellung als erster Verteilnetzbetreiber einen netzdienlichen Speicher ausgeschrieben. Die Eon-Tochter suchte einen Betreiber für fünf Megawatt Leistung und 20 Megawattstunden Kapazität in der Mittelspannung. Ein vorgegebenes Betriebsverfahren soll eine geplante Ausbaumaßnahme ersetzen. Den Zuschlag bestimmt vor allem das Dienstleistungsentgelt, das die Bieter verlangen. Die Abstimmung mit der Bundesnetzagentur hatte der Netzbetreiber vor dem Start abgeschlossen (mehr dazu: Bayernwerk Netz setzt auf netzdienliche Speicher).

Wie Deutschland den Speicher am Netzengpass regelt

Netzbetreiber refinanzieren sich über Netzentgelte, deren Obergrenze die Bundesnetzagentur in der Anreizregulierung festlegt. Investitionen in Leitungen und Transformatoren gehen in die Kapitalbasis ein, auf die der Betreiber eine regulierte Verzinsung erhält. Ein eingekaufter Speicherdienst zählt dagegen zu den Betriebskosten. Mit ihrer Reform der Anreizregulierung hat die Bundesnetzagentur im Dezember 2025 eine jährliche Betriebskostenanpassung für Stromverteilnetzbetreiber beschlossen. Eine Rendite erwirtschaftet der Netzbetreiber aber weiterhin auf Trafo und Leitung, nicht auf dem eingekauften Dienst.

Die Bundesregierung hat Ende Juli 2026 ein Netzpaket beschlossen, das der Bundestag im September 2026 in erster Lesung beraten hat. Der Gesetzentwurf erlaubt Verteilnetzbetreibern, Engpassgebiete auszuweisen. Dort können sie die Entschädigung für abgeregelten Strom bis zu sechs Jahre einschränken. Netzdienliche Speicher am Engpass senken genau die Abregelung, die dann unentschädigt bliebe. Stand September 2026 ist das Paket noch nicht in Kraft (mehr dazu: Netzpaket: Risikoverlagerung auf Erneuerbare-Betreiber).

Am selben Tag beschloss das Kabinett eine EEG-Novelle. Deren Paragraf 9 begrenzt im Entwurf die Einspeisung von Solaranlagen unter 100 Kilowatt dauerhaft auf die Hälfte ihrer Leistung am Netzverknüpfungspunkt. Speicher- und Autobranche kritisieren, das bremse Heimspeicher und bidirektionales Laden. Sie fordern eine dynamische Grenze, die nur bei tatsächlicher Überlastung greift (mehr dazu: Auto- und Solarindustrie meutern gegen die Wirkleistungsbegrenzung). Eine solche Grenze setzt voraus, dass der Netzbetreiber misst und steuert, mit Smart Metern und digitaler Netzführung.

Die Bundesnetzagentur regelt mit der Festlegung MiSpeL, kurz für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, wie eine Batterie Grünstrom und Netzstrom gemischt nutzen darf. Der Betreiber verliert dabei weder die EEG-Förderung noch die Umlagebefreiungen. Die Festlegung soll zum 1. Oktober 2026 wirksam werden (mehr dazu: Heimspeicher: Was sich mit MiSpeL ab Oktober ändert).

Welche Engpässe sich mit Speichern nicht lösen lassen

Eine Batterie am Umspannwerk entlastet den Transformator, nicht die Leitungen davor und dahinter. Engpässe im vor- und nachgelagerten Netz hat das Fraunhofer IEE nicht modelliert, ebenso wenig Flächen, Genehmigungen und den Netzausbau als Vergleichsoption. Die Speicher fahren im Modell mit perfekter Voraussicht, eine Wirtschaftlichkeitsrechnung fehlt. Unabhängig davon muss das Übertragungsnetz wachsen, das Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden bringt.

Offen ist auch, wer zahlt. Kauft der Netzbetreiber netzdienliche Speicher als Dienst ein, landen die Kosten in den Netzentgelten, so wie beim Trafo. Finanziert sich die Batterie am Strommarkt, trägt ihr Betreiber das Risiko und will die Fahrweise selbst bestimmen. Markt- und Netzziel decken sich nach der Fraunhofer-Rechnung nicht in jeder Stunde, und wer in diesen Stunden steuert, regeln Netz- und Speicherbetreiber im Vertrag.

Wie viel Platz ein einzelnes Umspannwerk bietet, zeigt erst die Messung am Standort. Die Fraunhofer-Autoren fordern deshalb, Umspannwerke, Batterien und Solaranlagen gemeinsam zu betrachten, dynamisch zu überwachen und zu begrenzen. Wer als Netzbetreiber seine Transformatoren so führt und netzdienliche Speicher ausschreibt, sieht, wo die Überbauung trägt und wo der Ausbau zuerst kommen muss.

QUELLEN

Fraunhofer IEE im Auftrag des BSW-Solar: Mehr PV durch intelligente Batteriespeicher an Umspannwerken, 14.09.2026.
Deutscher Bundestag: Energiewirtschaftsrecht: Änderungen beim Netzausbau debattiert, 24.09.2026.
Bundesnetzagentur: Festlegungsverfahren zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL), abgerufen 25.09.2026.
pv magazine: NEST-Prozess: Bundesnetzagentur legt Anreizregulierung für Netze fest, 10.12.2025.
Ingrid Capacity (Pressemitteilung): Ingrid in partnership with the SEB Nordic Energy Fund through Locus Energy is strengthening grid flexibility in western Sweden, 04.12.2025.
Ingrid Capacity (Pressemitteilung): Ingrid launches peak shaving products to strengthen local power grids, 18.12.2025.