Netzdienstleistungen, Peak Shaving und Energiehandel: Wie Batteriespeichersysteme (BESS) auf dem modernen Energiemarkt eingesetzt werden

Wie Energiespeicher auf dem modernen Markt eingesetzt werden

Batteriespeichersysteme, sogenannte BESS (Battery Energy Storage System), ermöglichen es, Energie zu speichern und dann zu nutzen, wenn sie am dringendsten benötigt wird. Im vorherigen Beitrag unserer Artikelreihe haben wir erläutert, wie ein solches System funktioniert. Nun gehen wir einen Schritt weiter und betrachten, wie ein BESS auf dem heutigen Energiemarkt eingesetzt werden kann und welche Aufgaben es dort übernimmt.

Batteriespeichersysteme lassen sich je nach Einsatzort und Funktion in netzseitige Systeme (FTM – Front of the Meter) und kundenseitige Systeme (BTM – Behind the Meter) unterteilen. Zur zweiten Gruppe gehören auch Heimspeicher: Aus Sicht des Netzbetreibers befinden sie sich hinter dem Zähler und sind Bestandteil der elektrischen Anlage des Eigentümers, beispielsweise eines Hauseigentümers. Die folgende Abbildung verdeutlicht den Unterschied.

Abbildung 1. a) Netzseitige (FTM) und b) kundenseitige (BTM) BESS-Systeme.

Im industriellen Umfeld werden BTM-BESS hauptsächlich für folgende Aufgaben eingesetzt:

• Maximierung des Eigenverbrauchs aus erneuerbaren Energien (sofern das Haus, der Betrieb, das Unternehmen oder der Park über entsprechende Anlagen verfügt): In Verbindung mit einer lokalen Photovoltaikanlage speichert ein BTM-BESS überschüssige Energie, die tagsüber oder beispielsweise am Wochenende erzeugt wird. Diese muss dann nicht zu ungünstigen Marktpreisen ins Netz eingespeist werden; auch die Abregelung der Erzeugung kann vermieden werden. Die gespeicherte Energie wird bei Bedarf genutzt, etwa am Abend oder am folgenden Tag.
• Senkung der Spitzenlastkosten (Peak Shaving): Dies ist eine der wichtigsten Anwendungen in der Industrie. Bei höchstem Stromverbrauch eines Unternehmens oder Werks entlädt sich das BTM-BESS. Dadurch sinkt die maximal aus dem Netz bezogene Leistung, weil Batteriespeicher und Netz den Bedarf gemeinsam decken. So lassen sich feste Netzentgelte reduzieren oder die vertraglich vereinbarte Anschlussleistung einhalten und zusätzliche Gebühren vermeiden.
• Optimierung der Strombezugskosten (Energy Arbitrage / Load Shifting – für Unternehmen mit dynamischen Stromtarifen): Das System lädt die Batterien, wenn Netzstrom besonders günstig ist, beispielsweise nachts oder bei einem Marktüberangebot, und versorgt den Standort aus dem Speicher, wenn die Strompreise stark steigen.
• Sicherstellung der Notstromversorgung und Betriebskontinuität: Ein BESS kann wie ein leistungsfähiges unterbrechungsfreies Stromversorgungssystem (USV) im großen Maßstab arbeiten. Bei Ausfall des öffentlichen Netzes schützt es das Unternehmen vor kostspieligen Produktionsstillständen und Maschinenschäden.
• Kompensation von Blindleistung: Moderne BESS-Systeme (Batteriespeichersysteme) ermöglichen eine gezielte Beeinflussung der Energiequalität; sie können somit als Quelle oder als Last mit spezifischen elektrischen Eigenschaften fungieren. Für Unternehmen mit einem hohen Anteil an induktiven Komponenten (z. B. durch eine große Anzahl elektrischer Antriebe) oder kapazitiven Komponenten (etwa in Rechenzentren oder großflächigen Anlagen) ist eine solche Funktion von Bedeutung, um die Stromkosten zu senken.

Diese Liste möglicher Anwendungen umfasst die wichtigsten Funktionen kundenseitiger BESS. Ein neuerer Trend ist ihr Einsatz an Schnellladestandorten für Elektrofahrzeuge. Auch hier stehen häufig Peak Shaving und die Möglichkeit im Vordergrund, mehrere Fahrzeuge gleichzeitig mit hoher Leistung zu laden. Die Ladevorgänge sind zwar relativ kurz, erfordern aber eine hohe Anschlussleistung. Mit einem BESS muss nicht unbedingt die gesamte Spitzenleistung der Ladestation vertraglich beim Netzbetreiber gesichert werden. Zudem kann eine Station auch dort entstehen, wo am Netzanschlusspunkt die erforderliche Spitzenleistung nicht verfügbar ist. Ein weiterer Vorteil liegt in der Optimierung der Strombezugskosten. Darauf gehen wir in weiteren Beiträgen ein.

Diese Eigenschaften machen BESS für immer mehr Investoren attraktiv. Nach Angaben der polnischen Energieagentur Agencja Rynku Energii (ARE) erreichte die gesamte Energiespeicherkapazität in Polen 8,85 GWh. Zum Vergleich: Das entspricht ungefähr der Energiemenge, die das größte polnische Kraftwerk in Bełchatów bei Volllast in knapp zwei Stunden erzeugt. Nach Daten der Agentur von August 2026 sind in Polen 114.418 Stromspeicheranlagen in Betrieb, überwiegend bei Prosumenten (112.465 Anlagen). Im mittleren beziehungsweise industriellen Segment (0,05–10 MW) gibt es 1.948 Anlagen. Die gesamte installierte Leistung und Speicherkapazität deuten jedoch darauf hin, dass diese Anlagen eher klein sind.

Die folgende Tabelle fasst die Zahlen zusammen.

Tabelle 1. Stromspeicheranlagen in Polen (Quelle: Agencja Rynku Energii S.A.)

Bei den fünf großen Speichersystemen im ARE-Bericht handelt es sich um Pumpspeicherkraftwerke, darunter das größte in Żarnowiec mit 716 MW/ 3,6 GWh. Die geringe Zahl großer BESS mag überraschen. Allerdings befinden sich allein für 2026 BESS-Projekte mit 1 GW Leistung und 4 GWh Kapazität noch in Anschluss- und Abnahmeverfahren. Nach dem von der polnischen Regierung verabschiedeten „Nationalen Energie- und Klimaplan“ (ausgearbeitet vom Energieministerium) sollen 2030 im ambitionierten WAM-Szenario (With Additional Measures, also unter Einbeziehung zusätzlicher Maßnahmen und voraussichtlich Fördermechanismen) rund 6 GW installierte Batteriespeicherleistung erreicht werden.

Betrachten wir nun die netzseitigen FTM-Systeme: größere BESS-Anlagen, die Dienstleistungen anbieten und sowohl mit dem Verteil- als auch mit dem Übertragungsnetz zusammenarbeiten können. Anders als Heimspeicher oder kundenseitige BTM-Anlagen sind FTM-Systeme nicht einem bestimmten Stromkunden oder Werk zugeordnet. Sie dienen der Stabilisierung des gesamten Stromsystems und sollen im großskaligen Energiehandel Erlöse erzielen. Auch hier gibt es zahlreiche Einsatzmöglichkeiten. Konzentrieren wir uns auf die wichtigsten:

• Preis-Arbitrage (Market Arbitrage): Der Speicher wird aus dem Netz geladen, wenn Strom günstig ist, beispielsweise an sonnigen Mittagen bei hoher PV-Erzeugung oder in windreichen Nächten. Die Stromhandelspreise können dann sogar negativ sein. In Zeiten hoher Nachfrage, meist am Abend, speist die Anlage die Energie zu höheren Preisen wieder ins Netz ein.
• Teilnahme am Kapazitätsmarkt (Capacity Market): Der Speicherbetreiber erhält ein festes Entgelt dafür, dass die Anlage in kritischen Situationen (sogenannten Gefährdungsperioden) für die Bereitstellung von Leistung und Reserven verfügbar ist.
• Erbringung von System- und Regelleistungen (Ancillary Services – Regelenergiemarkt): Dies ist technisch die anspruchsvollste Aufgabe und häufig auch eine der wichtigsten Erlösquellen. Ein Batteriespeicher reagiert innerhalb von Sekundenbruchteilen auf Frequenzschwankungen im Stromnetz (FCR – englisch Frequency Containment Reserve und aFRR – automatic Frequency Restoration Reserves) und stabilisiert so die Netzparameter. Das hilft, großflächige Stromausfälle zu vermeiden. Mit hoher Wahrscheinlichkeit trugen Fehlfunktionen solcher Mechanismen zusammen mit weiteren Betreiberfehlern zum Blackout in Spanien im April 2025 bei.

Wie lassen sich diese Einsatzmöglichkeiten wirtschaftlich bewerten? Preis-Arbitrage ist als Grundprinzip leicht verständlich, in der Steuerung und Ertragsoptimierung aber keineswegs einfach. Der Stromhandel folgt einem 15-Minuten-Takt; die Preise verändern sich entsprechend dynamisch. Außerdem bringt jeder Lade- und Entladezyklus die Batterie ihrer in der Garantie festgelegten maximalen Zyklenzahl näher. Die Zyklen müssen daher sorgfältig geplant werden. Allein mit Energiehandel Geld zu verdienen, ist eine große Herausforderung.

Für die Absicherung von Leistungsreserven ist in Polen der Übertragungsnetzbetreiber Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zuständig; die Aufsicht führt die Regulierungsbehörde Urząd Regulacji Energetyki (URE). Die Hauptauktionen für Kapazitätsreserven finden mit großem Vorlauf statt. Im Dezember 2025 wurde die Hauptauktion für das Lieferjahr 2030 abgeschlossen². Kontrahiert wurden fast 6,9 GW Reserveleistung in 198 Einheiten, darunter 33 ausländische Einheiten, zu einem Preis von 465,02 PLN/kW/Jahr. Zusätzlich finden ergänzende Auktionen statt; für das Jahr 2027 war eine solche Auktion im September 2026 vorgesehen. Die Kosten für die Vorhaltung dieser Reserven tragen letztlich die Stromkunden über die sogenannte Kapazitätsumlage auf ihrer Stromrechnung. Würden wir also ein BESS mit 100 MW für 2030 vollständig kontrahieren, ergäbe das 46.502.000 PLN pro Jahr. Eine beeindruckende Summe! Allerdings ist diese Auktion bereits vorbei, und bis 2030 sind es noch mehr als drei Jahre.

Das letzte und zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Beitrags wichtigste am Markt angebotene „Produkt“ sind Systemdienstleistungen zur Frequenzstabilisierung, also Regel- und Ausgleichsleistungen. Da dieser Mechanismus vergleichsweise komplex ist, widmen wir ihm im Folgenden mehr Aufmerksamkeit.

Regelleistungsmarkt

In unserem ersten Artikel haben wir auf die Komplexität elektrischer Energiesysteme und ihre Bilanzierung hingewiesen. Der Übertragungsnetzbetreiber – in Polen gibt es mit PSE nur einen – überwacht die Lage im Stromnetz fortlaufend und achtet insbesondere auf zwei Größen: Netzfrequenz und Spannung. Vereinfacht gesagt: Steigt die Stromnachfrage, ohne dass zusätzliche Erzeugung bereitsteht, sinkt die Frequenz. Das kann viele Ursachen haben: Große oder zahlreiche Verbraucher werden zugeschaltet, Energieintensive Verbraucher erhöhen ihre Leistung oder ein bedeutender Stromerzeuger fällt aus, etwa durch einen Defekt oder eine starke Bewölkung über einer großen PV-Anlage. Umgekehrt steigt die Frequenz bei einem Erzeugungsüberschuss ohne entsprechende Abnahme. Der Betreiber beobachtet diese empfindliche Regelgröße sehr genau. In Europa beträgt die Nennfrequenz 50 Hz, weshalb bereits bei 49,99 Hz beziehungsweise 50,01 Hz Regelleistung aktiviert werden kann. Bei Frequenzen unter 49,8 Hz beziehungsweise über 50,2 Hz wird die volle vertraglich gesicherte Leistung eingesetzt. Für die hier betrachteten BESS-Dienstleistungen spielt die Spannung eine weniger zentrale Rolle; lokal zeigt sie unter anderem die Blindleistungsbilanz und den Zustand des Übertragungsnetzes an.

Wie kann sich der Übertragungsnetzbetreiber gegen eine Destabilisierung des Stromsystems absichern? Er muss Reserven vorhalten, also Leistung für Regel- und Ausgleichsdienstleistungen sichern und nicht bloß zusätzliche Energieerzeugung. Dafür braucht er flexible Reserven in beide Richtungen: „nach oben“, wenn mehr Energie eingespeist werden muss, und „nach unten“, wenn Erzeugung gedrosselt oder Überschussenergie etwa zum Laden von Speichern aufgenommen werden soll. Dieser Prozess ist teuer: PSE gibt dafür jährlich mehr als zwei Milliarden PLN aus. Der Betreiber legt fest, ob positive oder negative Regelung erforderlich ist und welche Dienstleistung benötigt wird. Dazu gehören FCR, aFRR, mFRR und RR. Die Abkürzungen stehen für:

• Frequenzhaltungsreserve FCR (Frequency Containment Reserve), auch Primärregelung genannt;
• Frequenzwiederherstellungsreserve mit automatischer Aktivierung aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve), auch Sekundärregelung genannt;
• Frequenzwiederherstellungsreserve mit manueller beziehungsweise direkter Aktivierung mFRRd (manual Frequency Restoration Reserve), auch Tertiärregelung genannt;
• Ersatzreserve RR (Replacement Reserve), jeweils getrennt für positive und negative Regelung.

Die wichtigsten Merkmale sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst.

Tabelle 2. Eigenschaften der verschiedenen Regelmechanismen.

Die verschiedenen Regeldienstleistungen müssen also nicht nur die vereinbarte Leistung bereitstellen, sondern auch innerhalb einer festgelegten Zeit reagieren. Der Betreiber beschafft diese Dienstleistungen getrennt für bestimmte Zeitfenster und nach Regelrichtung, mit Ausnahme der symmetrischen FCR. Üblich sind Vier-Stunden-Zeitfenster, wobei bereits die Angleichung an den 15-Minuten-Rhythmus des Strommarktes diskutiert wird.Aufgrund der technischen Grenzen anderer Technologien spielen BESS dabei eine wichtige Rolle: Sie reagieren schnell genug für FCR und aFRR, während andere Regeldienstleistungen auch durch konventionelle Kraftwerke und erneuerbare Energien erbracht werden können. Außerdem können BESS Energie in beide Richtungen austauschen und somit positive wie negative Regelung ermöglichen. Die derzeitigen Preise für aFRR liegen bei rund 180 PLN/MW/h für die positive und 140 PLN/MW/h für die negative Regelrichtung. Gewinne ich als Anbieter eine Auktion über vier Stunden positive aFRR und verfüge über ein BESS mit 100 MW, kann ich mit 56.000 PLN rechnen – unabhängig davon, ob der Betreiber die Leistung tatsächlich abruft. Er hat sie reserviert. Das ist eine sogenannte Kapazitätsdienstleistung zur Vorhaltung von Regelleistung. Wird die Energie abgerufen, erfolgt eine zusätzliche Vergütung für die tatsächlich gelieferte Regelenergie. Dafür muss ich am Regelenergiemarkt ein entsprechendes Gebot für die zuvor kontrahierte Leistung abgeben. Ich bin mit meinem registrierten BESS ein DUB, also Anbieter von Bilanzierungsdienstleistungen, und erhalte eine entsprechende Kennung. Der Eintritt in diesen Markt ist anspruchsvoll: Er erfordert unter anderem ein komplexes Präqualifikationsverfahren und die Integration mit den Systemen des Netzbetreibers.Wie funktioniert der Regelleistungsmarkt?Wie funktioniert dieser Markt in der Praxis? Beginnen wir mit der Rolle des DUB. Nach der Definition auf der PSE-Website ist ein „Dostawca Usług Bilansujących“ (DUB) ein Strommarktteilnehmer, der dem Übertragungsnetzbetreiber Regelenergie liefert und Regelleistung vorhält. Als zugelassener DUB kann ich an den Auktionen von PSE teilnehmen und verfügbare Leistung zur Reservierung anbieten. Der Markt ist als Auktionssystem organisiert: PSE beschafft über eine Regelenergieplattform einerseits die Kapazität, also die Reservierung von Leistung, und andererseits bei tatsächlichem Bedarf die Energie. Ein Beispiel: Nach meiner Qualifikation als DUB kann ich am Kapazitätsmarkt für ein bestimmtes Zeitfenster (mindestens eine Stunde), eine bestimmte Regelungseinheit (mein registriertes BESS) und einen bestimmten Preis pro reserviertem MW und Stunde ein Gebot abgeben. Der Betreiber prognostiziert seinen Bedarf und wählt die wirtschaftlich günstigsten Angebote aus. Die folgende Grafik zeigt ein mögliches Auktionsergebnis; darunter wird das Beispiel erläutert.
Abbildung 2. Beispiel für das Ergebnis einer Auktion für Regeldienstleistungen.

In unserem Beispiel beteiligen sich vier Anbieter an einer Regelreserve-Auktion, darunter auch ich als BESS-Betreiber mit DUB-Zulassung. Der Betreiber möchte die durch die gestrichelte Linie gekennzeichnete positive aFRR-Leistung reservieren, also zusätzliche Leistung im System verfügbar machen. Jeder Anbieter (DUB) legt für das betreffende Zeitfenster seinen Preis je Megawatt und Stunde reservierter Regelleistung fest (PLN/MW/h). Nach Auktionsschluss erhält DUB 1 den Zuschlag, mein Angebot liegt preislich im Mittelfeld, und auch DUB 3 wird berücksichtigt. Wir alle erhalten die Möglichkeit, die zugesagte Leistung für den vereinbarten Zeitraum zum Grenzpreis von DUB 3 bereitzustellen (Pay-as-cleared). DUB 3 erhält allerdings nur einen Teilzuschlag, da keine weitere Leistung benötigt wird. DUB 4 erzielt in dieser Runde keine Erlöse aus der bloßen Leistungsvorhaltung, weil sein Preis zu hoch war.

Habe ich hingegen wie in diesem Beispiel den Zuschlag erhalten, muss ich die vereinbarte Leistung im festgelegten Zeitfenster für die verlangte Dienstleistung freihalten und einsatzbereit sein. Der Betreiber darf sie bei Bedarf abrufen. Daher muss ich am Regelenergiemarkt zusätzlich ein Angebot mit einem Preis je MWh einreichen. Fordert der Betreiber die Leistung an und erfülle ich meine Verpflichtungen nicht, etwa weil ich kein Energieangebot abgebe oder die Energie nicht liefere, drohen Vertragsstrafen. Zusammengefasst: Ich nehme an einer Auktion zur Reservierung von Regelleistung teil, deren Vergütung in PLN/MW/h ausgedrückt wird. Bei erfolgreichem Gebot erhalte ich den Preis, mit dem die Auktion abgeschlossen wurde. Anschließend muss ich ein Gebot für die tatsächlich benötigte Regelenergie in PLN/MWh abgeben und kann den Preis selbst festlegen. Der Betreiber führt auch hierfür die Marktentscheidung durch und rechnet die Gebote nach dem jeweiligen Preisbildungsmechanismus ab. Mit meinem Energiepreis kann ich somit beeinflussen, wie wahrscheinlich eine tatsächliche Aktivierung ist, und beispielsweise die Zahl der Lade- und Entladezyklen meines Speichers begrenzen.

Wenn ich eine Kapazitätsauktion gewonnen habe und meine Energie zum angebotenen MWh-Preis benötigt wird, sollte ich die Verpflichtung besser teilweise als gar nicht erfüllen, etwa bei technischen Problemen, die ich anschließend erklären muss. Selbst wenn ich die Dienstleistung mit einer anderen mir gehörenden Ressource als der ursprünglich angebotenen erbringen müsste, wäre dies zu begründen. Bei mFRR und RR bieten konventionelle Erzeugungsanlagen und Anlagen für erneuerbare Energien meist so günstige Konditionen, dass ein Wettbewerb mit BESS dort derzeit nur begrenzt sinnvoll ist.

Mit der steigenden Zahl dezentraler Energiequellen nimmt der Bedarf an digitalisierten Systemen zu – ihre Digitalisierung wird zunehmend unverzichtbar. Ein Batteriespeichersystem benötigt zahlreiche Echtzeitdaten und eine intelligente Betriebsplattform. Diese muss nicht nur die Angebotsabgabe auf verschiedenen Märkten (Strom- und Regelenergiemarkt) unterstützen, sondern auch die künftig verfügbare Leistung und Einsatzbereitschaft der Anlage für unterschiedliche Dienstleistungen prognostizieren. Eine leistungsfähige Plattform zur BESS-Steuerung, häufig Energy Management System (EMS) genannt, unterstützt darüber hinaus technologische Innovationen wie erweitertes Reporting, Verfügbarkeitsprognosen, automatische Fahrplanumsetzung, vorausschauende Wartung und künstliche Intelligenz. Außerdem muss eine Infrastruktur für sehr große Datenmengen geschaffen werden, darunter historische Verbrauchsdaten, Zykluszahlen und Informationen zum Zustand der Batteriezellen. Nur so lassen sich genauere Verfügbarkeitsprognosen erstellen und die Einhaltung der Garantiebedingungen überwachen.