Batterien verändern die Resilienz von Stromsystemen sowohl auf Ebene der Großspeicher als auch im gewerblichen Bereich – und bis zu einem gewissen Grad auch im Heimspeichersektor. In der Session „Deep Dive: Resilient Grids with Grid-Forming Batteries: Market Opportunities and Technical Pathways“ auf dem Battery Business & Development Forum am 31. März 2026 in Frankfurt wurde ihre wachsende Bedeutung für die Netzstabilität diskutiert, darunter das hohe Potenzial von Gewerbespeichern (C&I), neue Wechselrichtertechnologien sowie netzbildende Batterien.
„Über viele Jahre wurde der Markt für Heimspeicher von einem einfachen Nutzenversprechen getragen: Haushalte konnten durch Batteriespeicher ihre Stromkosten senken und ihren Eigenverbrauch erhöhen. Dieses Narrativ reichte lange aus, um das Wachstum des Heimspeichermarktes zu unterstützen, doch für die nächste Phase der Batterieeinführung – im Hinblick auf die Netzdienlichkeit – genügt es nicht mehr“, sagt Marie Garstecki, Regulatory & Policy Manager bei sonnen.
sonnen hat sogar seine Wurzeln im Heimspeicherbereich und setzt weiterhin auf die Aggregation tausender Heimspeichersysteme zu steuerbaren virtuellen Kraftwerken. Diese gebündelten Speicherpools sind bei den Übertragungsnetzbetreibern präqualifiziert und stellen Primärregelleistung (FCR) für das Hochspannungsnetz bereit. Auf diese Weise können dezentrale Heimbatterien zu einer koordinierten Ressource für die Netzstabilisierung werden. Trotz dieser relevanten Bedeutung für die Flexibilität verschiebt sich der Marktfokus zunehmend in Richtung gewerblicher Speicherlösungen (C&I) sowie netzdienlicher Großbatteriespeicherprojekte.
„Eine der größten Herausforderungen in Stromsystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien ist der Verlust der physikalischen Trägheit (physical inertia), die traditionell von großen synchronen Kraftwerken bereitgestellt wurde“, sagt Garstecki. Mit dem schrittweisen Ausstieg aus der konventionellen Stromerzeugung werden die Netze jedoch anfälliger für Frequenz- und Spannungsinstabilität. Diese Stabilitätsrisiken können nicht allein durch Primärregelleistung abgefangen werden. Das Energiesystem benötigt zunehmend schnelle, dezentrale und intelligente Stabilisierungsfähigkeiten.
„Das ist einer der Gründe, warum sonnen seine Aktivitäten im Markt für C&I stark ausbaut – dieser Bereich bietet neue Möglichkeiten, bestehende Netzinfrastruktur mit fortschrittlichen Speicherfunktionen zu kombinieren. Die zugrunde liegende Geschäftslogik ist das sogenannte „Value Stacking“, da Batterieprojekte wirtschaftlich nicht mehr allein auf Basis einer einzigen Einnahmequelle tragfähig sind. Ziel ist es daher, die Anzahl der Wertschöpfungsquellen für dezentrale und mittelgroße Batteriesysteme zu maximieren, darunter Arbitragehandel, Lastspitzenkappung, Systemdienstleistungen, Netzstabilisierung und potenziell auch netzbildende Anwendungen“, erklärt Garstecki.
Eine bereits vorhandene Infrastruktur, schnellere Bereitstellung und das wachsende Potenzial von Value Stacking machen das C&I-Segment zu einem der vielversprechendsten Bereiche im sich wandelnden Speichermarkt.
Laut Carsten Wendt, Head of Large-Scale Storage bei SMA Solar Technology, sind innovative Wechselrichtertechnologien entscheidend dafür, im Bereich der netzgekoppelten Großspeicher wettbewerbsfähig zu bleiben:
„Im vergangenen Jahr haben wir ein bedeutendes Upgrade unserer Wechselrichterplattform eingeführt, indem wir eine Siliziumkarbid-MOSFET-Technologie (Metall-Oxid-Halbleiter-Feldeffekttransistor) in unsere Wechselrichter integriert haben. Nach unserem Kenntnisstand ist das die erste zentrale Wechselrichterplattform, die diese Halbleitertechnologie im großen Maßstab einsetzt und dabei mehrere wichtige Vorteile für großskalige Speichersysteme bietet“, sagt Carsten Wendt.
Das Upgrade erhöht die Ausgangsleistung der Wechselrichter um etwa 15 bis 20 Prozent. Dadurch wird eine höhere Leistungsdichte erreicht und die Anzahl der benötigten Wechselrichterstationen pro Projekt reduziert. Das senkt die Installations- und Wartungskomplexität und verbessert gleichzeitig die Effizienz um rund 1,4 Prozent im Lade- und Entladezyklus. Unter deutschen Marktbedingungen kann allein dieser Effizienzgewinn den Kapitalwert eines 200-MWh-Batteriespeicherprojekts um ungefähr 1 Million Euro steigern.
Für den deutschen Markt ist besonders die zusätzliche thermische Reservefähigkeit des Wechselrichters strategisch bedeutsam. Die Plattform von SMA Solar Technology ermöglicht eine temporäre Überlastung oberhalb der Nennleistung, wodurch Batteriesysteme synthetische Trägheit (synthetic inertia) bereitstellen und an entstehenden Märkten für Netzstabilität teilnehmen können.
Darüber hinaus kann der Wechselrichter von SMA kurzfristig eine zusätzliche Leistungssteigerung von 35 Prozent liefern. Zusammen mit ungenutzter Blindleistungsreserve ermöglicht dies die Teilnahme am deutschen Markt für Momentanreserve mit einer Reservekapazität von etwa 775 MW-Sekunden.
Einer der wichtigsten technologischen Bausteine künftiger resilienter Stromversorgungssysteme sind netzbildende Technologien. „Netzbildende Wechselrichter werden essenziell, um die Stabilität von Stromsystemen aufrechtzuerhalten, da diese zunehmend auf erneuerbare Energiequellen setzen“, sagt Ivan Volodin, ESS Product Manager bei Sungrow Deutschland. Insbesondere in Deutschland fördern neue VDE-Standards zunehmend den Einsatz netzbildender Wechselrichter in Anwendungen, bei denen herkömmliche netzgeführte Wechselrichtertechnologien (grid-following) nicht mehr ausreichen, um die Systemstabilität sicherzustellen.
Netzbildende Wechselrichter wurden entwickelt, um diese Lücke zu schließen, indem sie die betrieblichen Vorteile traditioneller netzgeführter Wechselrichter mit dem stabilisierenden Verhalten synchroner Generatoren kombinieren. Wie netzgeführte Wechselrichter bieten netzbildende Wechselrichter eine hohe Betriebseffizienz und geringere Wartungsanforderungen. Gleichzeitig ermöglichen ihre fortschrittlichen Regelalgorithmen, dass sie sich wie Spannungsquellen verhalten und Netzspannung sowie Frequenz aktiv erzeugen und stabilisieren – ähnlich wie synchrone Generatoren – anstatt lediglich bestehenden Netzbedingungen zu folgen.
Im Gegensatz zu netzgeführten Wechselrichtern, die vollständig von einer bereits stabilen externen Netzspannungs- und Frequenzreferenz abhängig sind, können netzbildende Wechselrichter direkt zur Netzstabilität beitragen, schwache Netze unterstützen und den Systembetrieb unter zunehmend dynamischen Bedingungen erneuerbarer Stromerzeugung aufrechterhalten.
In Stromnetzen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien können starke Lastschwankungen oder Störungen schnell zu Spannungsinstabilitäten und elektrischen Fehlern führen, wenn das System nicht schnell genug reagiert. „In unseren Simulationen und Feldstudien reagierten netzbildende Wechselrichter innerhalb von weniger als 100 Millisekunden, indem sie den Strom anpassten und gleichzeitig stabile Spannungsniveaus aufrechterhielten. Herkömmliche netzgeführte Wechselrichter hingegen reagieren häufig mit verstärkten Spannungsschwankungen, was das Netz im Fehlerfall zusätzlich destabilisieren kann“, erklärt Volodin.
„Mit Blick auf die Zukunft wird die Netzstabilisierung eines der wichtigsten Einsatzfelder für netzbildende Batteriesysteme. Nach aktuellen Diskussionen über Anpassungen der deutschen VDE-Anforderungen könnten zukünftige Anschlüsse an Höchstspannungsnetze in bestimmten Anwendungen den verpflichtenden Einsatz netzbildender Technologien erfordern. Für Entwickler und Betreiber, die in diesen Märkten weiterhin aktiv bleiben möchten, wird die Fähigkeit zur Netzbildung voraussichtlich zu einer strategischen Notwendigkeit und nicht mehr nur eine optionale Zusatzfunktion“, fasst Volodin zusammen.
„Das Vereinigte Königreich ist derzeit eines der besten Beispiele dafür, wie technologische und regulatorische Veränderungen vorangetrieben werden können, weil es wirtschaftliche und technische Aspekte der Einführung netzbildender Technologien sehr effektiv miteinander kombiniert hat“, sagt Volodin.
Großbritannien hat mit dem sogenannten Programm „Stability Pathfinder“ einen starken wirtschaftlichen Rahmen geschaffen. Dieses Programm setzt klare finanzielle Anreize für Technologien, die Kurzschlussleistung und Unterstützung der Trägheit (inertia) für das Stromnetz bereitstellen, ohne dabei auf traditionelle synchrone Generatoren angewiesen zu sein. Netzbildende Batteriesysteme können direkt an diesen Mechanismen teilnehmen.
Gleichzeitig hat das Vereinigte Königreich auch einen klaren technischen Rahmen etabliert, indem es in einem ersten Schritt die technischen Mindestanforderungen für die Netzstabilisierungsfähigkeit (GBGF) von Wechselrichter-Technologien in den Netzkodex (GC0137) aufgenommen und in einem zweiten Schritt die NESO-GFM-Leitlinien erstellt hat, die als praktisches Handbuch zur Umsetzung des Netzkodex dienen.
Deutschland beginnt nun, sich in eine ähnliche Richtung zu bewegen. Hierzulande wurden bereits erste Vergütungsmechanismen zur Unterstützung von Trägheit eingeführt; zusätzliche VDE-Standards sowie technische Anforderungen befinden sich derzeit in Entwicklung. Es wird erwartet, dass sich die regulatorischen Vorgaben in diesem Bereich in den kommenden Jahren weiterentwickeln.