An Netzentgelten mitverdienen: dezentrale Batteriespeicher sind Hebel der Energieeffizienz
Netzentgelte
- 01.08.2025
Überlastete Netze, steigende Netzentgelte
Das Netzentgelt – die Gebühr für die reine Nutzung der Stromnetze – ist in den letzten Jahren stark gestiegen. Bundesweit erhöhte sich der durchschnittliche Preis von 7,52 Cent/kWh im Jahr 2021 auf 11,62 Cent/kWh im Jahr 2024, ein Anstieg um über 50 Prozent. Hauptgrund sind massive Investitionen ins Netz, das mit dem Ausbau erneuerbarer Energien Schritt halten muss. Laut Bundesrechnungshof sind bis 2045 rund 700 Milliarden Euro für den Netzausbau nötig, eine enorme Summe, die von immer weniger "klassischen" Stromverbrauchern getragen werden muss, da etwa PV-Anlagenbetreiber kaum noch Netzentgelte zahlen.
Zugleich sinkt die Wirtschaftlichkeit des traditionellen Stromvertriebs. Studien prognostizieren bis 2030 einen Rückgang der Gewinne aus den herkömmlichen Geschäftsbereichen von Stadtwerken um etwa 29 Prozent. Neue Erlösquellen, etwa Netzdienstleistungen, können den Verlust nur teilweise ausgleichen.
Regulatorische Vorgaben erhöhen den Druck zusätzlich: Nach "Redispatch 2.0" müssen auch dezentrale Erzeuger in die Netzsteuerung einbezogen werden. Verteilnetzbetreiber haben IT-Systeme und Prozesse aufzubauen, um Einspeisungen prognosebasiert zu steuern und Abrufe zu koordinieren. Die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) stellt technische Anforderungen an neue Erzeugungsanlagen und Speicher beim Netzanschluss. Gleichzeitig gelten für Energieversorger mit großer Kundenzahl die Standards für kritische Infrastruktur (KRITIS). Diese umfassen unter anderem hohe Auflagen für Cybersecurity und Ausfallvorsorge.
All diese Faktoren – steigende Netzentgelte, Engpässe, neue Auflagen und schrumpfende Margen – bilden eine komplexe Herausforderung für kommunale und überregionale Netzbetreiber, Stadtwerke und Aggregatoren.
Dezentrale Batteriespeicher und smartes Energiemanagement
Über die Netzstabilisierung hinaus sind moderne Batteriespeicher multifunktional und erlauben Mehrfachnutzungen, sie können Regelenergie und andere Systemdienstleistungen bereitstellen. In Verbindung mit smarten Energiemanagementsystemen wird ihre Flexibilität für den Markt nutzbar, sie lässt sich gewinnbringend auf Regelenergiemärkten und Strombörsen vermarkten. Beispielsweise kann ein großer Speicher Primärregelleistung (Frequenzhaltung) erbringen, gleichzeitig im Intraday-Handel Preisarbitrage betreiben und so zusätzliche Erlösquellen erschließen.
Voraussetzung dafür ist eine geeignete Steuerungssoftware: Energiemanagementsysteme (EMS), die Verbrauch, Erzeugung und Speicherbetrieb in Echtzeit optimieren. Diese Software automatisiert das Lastmanagement, integriert die Anlagen in virtuelle Kraftwerke und erstellt die notwendigen Berichte für Markt und Regulierung.
In einem virtuellen Kraftwerk werden viele dezentrale Anlagen, etwa Batteriespeicher, flexible Verbraucher und kleine Erzeuger, digital gebündelt, um gemeinsam wie ein "großes" Kraftwerk zu agieren. Das erleichtert die Portfoliosteuerung und die Teilnahme an verschiedenen Märkten. So kann selbst ein mittelgroßer Batteriespeicher Teil eines größeren Anlagenverbunds werden, der auf Abruf Regelenergie liefert oder auf Preissignale reagiert. Kurz: Mit dem richtigen technologischen Werkzeug lassen sich die scheinbaren Konflikte zwischen Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Klimaschutz abmildern.
"Netzentgelte sind vermeidbare Kosten – mit dem richtigen Speicher."
Das modulare Batteriespeichersystem der Würzburger ist für den direkten Mittelspannungsanschluss ausgelegt und erfüllt die VDE-AR-N 4110 und 4120. Alle Schaltanlagen sind bereits heute SF6-frei und damit konform zur F-Gase-Verordnung, die ab 2026 ein Verbot vorsieht. Die Speicherarchitektur erfüllt außerdem die oben erwähnten KRITIS-Vorgaben und lässt sich in bestehende Leitwarten, Redispatch-Plattformen und Flexibilitätsmärkte einbinden. Steuerung und Betriebsführung erfolgen über das eigens entwickelte Energiemanagementsystem AXOS. Markt- und Netzlogistik läuft somit über eine Plattform, ohne Systeme von Drittanbietern. Das Gesamtsystem integriert sich nahtlos in bestehende IT/OT-Infrastrukturen.
Die multiuse-fähigen Speicher übernehmen Peak Shaving, Netzdienstleistungen, Arbitragehandel und Notstromversorgung. Dank der neu konzipierten KI-Plattform ADONYS wird der Einsatz automatisch optimiert.
Kunden profitieren von gesenkten Netzentgelten, reduzierten Kosten für Blindleistung und Ausgleichsenergie sowie von stabiler Spannungslage. Der Speicherbetrieb erschließt zusätzliche Erlöse durch Regelenergie für Flexibilitätsmärkte und mindert den Netzausbaubedarf.
AXSOL verantwortet als Full-Service-Anbieter außerdem Planung, Bauleistungen, Netzanschluss, Netzverträglichkeitsprüfung, Bauantrag und auf Wunsch auch die Vermarktung. Technische Leiter und Portfoliomanager erhalten ein sofort betriebsbereites System. "Wir liefern Netzdienstleistung, nicht nur Batterien", versichert AXSOL. Erweiterte Services wie Simulationsrechnungen zu Netzentgelt-Einsparung und ROI, Redispatch- und KraftNAV-Beratung, 24/7-Leitwarte und modulare O&M-Angebote mit garantierter Verfügbarkeit runden das Angebot ab.
AXSOL ist Teil der Joachim Loh Unternehmensgruppe (JLU), finanziell solide aufgestellt und ein erfahrener Partner für nachhaltige Netzstabilisierung und wirtschaftliche Speicherlösungen.
