Regelleistung: Wie Batteriespeicher das Netz stabilisieren und Erlöse erzielen

Regelleistung ist die kurzfristige Bereitstellung oder Speicherung von Strom, mit der die Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW) Abweichungen der Netzfrequenz von ihrem Sollwert von 50 Hertz ausgleichen. So bleiben Stromerzeugung und -verbrauch im europäischen Verbundnetz jederzeit im Gleichgewicht.

Weicht die Netzfrequenz zu stark vom Sollwert ab, drohen im Extremfall Instabilitäten bis hin zum Zusammenbruch des Netzes. Der Ausgleich muss teils innerhalb von Millisekunden erfolgen – dafür wird Regelleistung eingesetzt.

Positive Regelleistung gleicht ein Leistungsdefizit im Netz aus, indem zusätzlicher Strom eingespeist wird. Negative Regelleistung gleicht einen Leistungsüberschuss aus, indem Strom aus dem Netz aufgenommen und gespeichert wird.

Es gibt drei Produkte, gestaffelt nach ihrer Reaktionszeit: FCR (Primärregelleistung, unter 30 Sekunden), aFRR (Sekundärregelleistung, Vollaktivierung unter 5 Minuten) und mFRR (Tertiärregelleistung, unter 15 Minuten, manueller Abruf).

FCR wird ausschließlich über einen Leistungspreis für die reine Vorhaltung vergütet. aFRR und mFRR werden zusätzlich über einen Arbeitspreis für die tatsächlich gelieferte Energie im Abruf vergütet – also Leistung plus Arbeit.

Der gepoolte Batteriespeicher setzt im virtuellen Kraftwerk vor allem auf die Sekundärregelleistung (aFRR), weil sie für Batteriespeicher wirtschaftlich den besten Fit bietet und im Vergleich die höchsten Erträge ermöglicht.

Ja, allerdings nur bei größeren, dediziert angebundenen Assets im Utility-Scale-Bereich, für die eine Einzelpräqualifizierung durchgeführt wird. Kleinere Speicher im Pool ab 50 kW nehmen nicht an der Primärregelleistung teil.

Cross Market beschreibt die dynamische Verteilung der Flexibilität eines Batteriespeichers zwischen Großhandelsmarkt und Regelleistungsmarkt – je nachdem, was wirtschaftlich am sinnvollsten ist. Dadurch werden die Erlöse maximiert, ohne dass zusätzlicher Speicher benötigt wird.

Viele dezentrale Batteriespeicher werden zu einer virtuellen Batterie zusammengeschlossen und über drei vorqualifizierte, im Wettbewerb stehende Trading-Partner gehandelt. Nach dem Handel werden die Erlöse wieder auf die einzelnen Speicher verteilt – Aggregation, Handel, Disaggregation.

Der Einstieg ist bereits ab 50 kW möglich, während klassische Vermarkter üblicherweise erst ab rund 10 MW einsteigen. Größere, dediziert angebundene Assets im Utility-Scale-Bereich werden individuell präqualifiziert.

Die technische Aggregation erfolgt immer pro Regelzone. Die finanzielle Aggregation ist regelzonenübergreifend: Erlöse aus allen Regelzonen fließen in einen gemeinsamen Topf und werden fair verteilt. Das reduziert das Risiko einzelner Standorte und ermöglicht zusätzliches Ertragspotenzial.

Ja. Da TESVOLT Energy ein virtuelles Kraftwerk betreibt, können einzelne Batteriespeicher gezielt für den Leistungsvorbehalt zum Abruf und andere gleichzeitig für den Leistungsvorbehalt zur Einspeicherung eingesetzt werden.

Nein. Neben tatsächlich physisch ausgeführten Trades gibt es auch virtuelle, hardware-backed Trades, die vor dem eigentlichen Liefertermin abgeschlossen werden. Auch bei der Regelleistung wird eine vorgehaltene Kapazität nicht in jedem Fall abgerufen.

Der Pool läuft im Schnitt auf rund 1,7 Zyklen pro Tag, je nach Marktsituation auch mehr oder weniger. Zusätzlich findet ein Anteil von bis zu 0,8 Zyklen virtuell statt, ohne dass die Hardware dabei tatsächlich belastet wird.

Im Pool können Systeme von 1C bis 0,25C teilnehmen, also von einem 1- bis zu einem 4-Stunden-System. Aus wirtschaftlicher Sicht gilt ein 2-Stunden-System aktuell als sicherste und wirtschaftlich sinnvollste Variante für die Regelleistungs- und Cross-Market-Vermarktung.

Der Batteriespeicher für Trading und Regelleistung wird über einen eigenständigen, separaten Zähler abgerechnet – unabhängig vom Verbrauch eines Betriebs oder einer Photovoltaikanlage am gleichen Netzanschlusspunkt. Dieses Zählermodell ist unter anderem Voraussetzung für die Netzentgeltbefreiung des Speichers.

Nein, das Trading- und Cross-Market-Modell ist ein eigenständiges Investorenmodell vor dem Zähler des Energieversorgers und darf nicht hinter dem Stromzähler eines Betriebs eingebunden werden. Eine Kombination mit Eigenverbrauchsoptimierung ist aktuell aus regulatorischen Gründen nicht möglich.

Ein Anschluss in der Niederspannung ist bei vielen Netzbetreibern und Stadtwerken möglich. So kann beispielsweise die Leistung eines Speicherverbunds so ausgelegt werden, dass er innerhalb der VDE-Norm für die Niederspannung bleibt, was die Baugenehmigung deutlich vereinfacht.

Ja, solange es sich um klar abgeschlossene, physisch getrennte Hardware-Einheiten handelt – etwa einen separaten Batterieschrank mit eigenem Wechselrichter pro Investor. Eine reine Aufteilung eines gemeinsamen Containers in Leistungsblöcke ohne physische Trennung wird nicht empfohlen.

Ja. Interessierte Partnerbetriebe absolvieren eine Zertifizierung mit zwei Ganztagsschulungen zu Trading/Regelleistung sowie zur technischen Installation. Nur zertifizierte TESVOLT Energy Partner erhalten Zugriff auf den Erlösrechner und dürfen das Produkt verkaufen.