Effiziente Netzintegration der Speicher: Eco Stor zeigt, wie es geht

Deutsch-norwegisches Cleantech-Unternehmen geht mit Digitalem Zwilling voran. Start für neuen Batteriegroßspeicher in Sachsen-Anhalt.

Batteriespeicher gelten als Schlüsseltechnologie der Energiewende, doch ihre Netzintegration ist komplex. Die Balance zwischen Wirtschaftlichkeit, Netzstabilität und technischer Zuverlässigkeit ist herausfordernd – vor allem bei zunehmender Einspeisung aus Photovoltaik- und Windanlagen. Eco Stor zeigt anhand konkreter Projekte, wie intelligente Prognosetools, ein Digitaler Zwilling und neue regulatorische Ansätze helfen können, diese Herausforderungen zu meistern.

Netzdienlich statt netzbelastend: Wie Speicher heute betrieben werden

Großbatterien sollen Strom aufnehmen, wenn viel erzeugt wird, und abgeben, wenn er gebraucht wird. Doch diese Logik trifft in der Praxis auf Engpässe: In Zeiten hoher Erzeugung kann die zusätzliche Einspeisung durch Speicher das Netz überlasten. Eco Stor hat beim im Mai 2025 gestarteten 103,5-MW-Speicher in Bollingstedt erlebt, dass es zur Konkurrenz mit lokalen Wind- und Solaranlagen kam. Die Konsequenz: eine Begrenzung der Entladeleistung in Abstimmung mit dem Netzbetreiber – zulasten der Wirtschaftlichkeit.

Um diese Zielkonflikte zu lösen, entwickelte Eco Stor ein Prognosetool, das Wetterdaten, Einspeiseprognosen und historische Lastkurven kombiniert. So kann bis zu 42 Stunden im Voraus ermittelt werden, wann Speicher wie viel Energie einspeisen dürfen, ohne das Netz zu belasten.

Die Anwendung dieser Methode ermöglicht eine Teilnahme am FCR-Markt (Primärregelleistung) und verringert Eingriffe wie Redispatch oder Abregelungen. Der Speicher verhält sich dadurch antizyklisch zum Einspeiseverhalten von Wind und PV und fördert aktiv die Netzstabilität.

Deutschlands größter Speicher startet in Sachsen-Anhalt

Ein weiteres Beispiel für skalierbare Speicherlösungen liefert Eco Stor mit dem Start des bislang größten Batteriespeichers Deutschlands: In Förderstedt (Sachsen-Anhalt) entsteht seit November 2025 eine Anlage mit 300 MW Leistung und 716 MWh Kapazität.

Mit einem Investitionsvolumen von 250 Millionen Euro – ganz ohne Fördermittel – soll die Anlage ab 2027 Strom für rund 500.000 Haushalte puffern können. Standortwahl, Netzanschluss und geringe Lärmbelastung wurden bei der Planung ebenso berücksichtigt wie die Einbindung in das Prognose- und Betriebsmodell von Eco Stor.

Die bisherigen Erfahrungen zeigen: Feste Einspeisegrenzen und pauschale Netzentgelte hemmen die Wirkung von Speichern. Stattdessen braucht es dynamische Modelle: Netzentgelte, die sich an der Netzauslastung orientieren, könnten Investitionen absichern und zugleich netzdienliches Verhalten belohnen.

Lädt ein Speicher in Überschusszeiten, sollte er dafür keine Gebühren zahlen oder sogar eine Prämie erhalten. Im umgekehrten Fall wären höhere Entgelte fällig. Solche Modelle erfordern allerdings einen klaren regulatorischen Rahmen.

Niedrige Preise auf dem Strommarkt entstehen, wenn ein Überangebot an Strom vorhanden ist, häufig aus erneuerbaren Energien. Hohe Preise treten beispielsweise während eines Mangels an Sonnen- und Windenergie auf. Eco Stor hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 insgesamt 30 Standorte in Deutschland mit einer Gesamtleistung von 10 GWh zu betreiben.

Speicher müssen dürfen, was sie können

Großbatterien wie die von Eco Stor oder auch das Forschungsprojekt SUREVIVE mit netzbildendem Wechselrichter zeigen, dass technologische Lösungen für eine wirtschaftliche und netzdienliche Integration existieren. Entscheidend ist die Kombination aus vorausschauender Betriebsführung, transparenter Kooperation mit Netzbetreibern und intelligenter Regulierung. Batteriespeicher sind damit nicht nur technisch skalierbar, sondern auch ein zentraler Baustein für ein sauberes Energiesystem 2030 und 2050.

Der weltweite Preisverfall bei Lithium-Ionen-Batterien treibt den Markt für stationäre Großspeicher zusätzlich an. Sinkende Zellpreise, bessere Skaleneffekte und optimierte Betriebssoftware senken die Investitions- und Betriebskosten. Analysten erwarten, dass Batteriespeicher in wenigen Jahren auch ohne Arbitragegewinne wirtschaftlich tragfähig betrieben werden können – vor allem durch ihren Beitrag zur Netzstabilität und Reduktion von Redispatch-Kosten. Dies erhöht das Investoreninteresse deutlich.