Kleine Batterien, großer Speicherschwarm: Wie Mehrfamilienhäuser Stromnetze entlasten sollen

© Adobe StockHamburg - Haushalte in Mehrfamilienhäusern könnten über vernetzte Kleinstbatteriespeicher in das künftige Energiesystem eingebunden werden. Das Forschungsprojekt NaREsys unter Leitung der Helmut-Schmidt-Universität/Universität der Bundeswehr Hamburg untersucht, wie das gelingen kann.

Nach einer Auswertung der Battery Charts der RWTH Aachen sind in Deutschland rund 2,5 Millionen Batteriespeicher mit 27,8 Gigawattstunden Kapazität installiert (Stand Ende März 2026). Die meisten davon sind PV-Heimspeicher. Viele Speicher dienen nach Einschätzung des Hamburger Photovoltaik- und Speicheranbieters 1Komma5° vor allem der Eigenverbrauchsoptimierung und sind nicht in eine netz- oder marktdienliche Steuerung eingebunden.

Speicher mit rund zwei Kilowattstunden: Plug-and-Play-Schwarm für Versorger und Netzbetreiber
Im Forschungsprojekt NaREsys (Nationale Resilienz für das Energiesystem) werden Plug-and-Play-fähige Kleinstbatteriespeicher mit einer Kapazität von rund zwei Kilowattstunden erprobt, die ohne bauliche Veränderungen in Wohnungen von Mehrfamilienhäusern installiert und zu einem Speicherschwarm zusammengeschlossen werden können. Nach Angaben des Statistischen Bundesamts befanden sich Ende 2025 rund 23,6 Millionen Wohnungen in Mehrfamilienhäusern, das entspricht 54,9 Prozent der Wohnungen in Wohngebäuden.

Vorgesehen ist, dass Energieversorger Lade- und Entladevorgänge automatisiert steuern und so Flexibilität an verschiedenen Energiemärkten vermarkten können. In die Optimierung fließen Preissignale des Strommarkts, Informationen zum Netzzustand, Messdaten der Speicher sowie Last- und Erzeugungsprognosen ein. Daraus entstehen Fahrpläne für Beschaffung, Vermarktung und Flexibilität. Den Mehrwert aus dem optimierten Handel könnten Versorger über dynamische Stromtarife an Mieterinnen und Mieter weitergeben.

Für Netzbetreiber ist der Schwarm als Instrument gedacht, dezentrale Flexibilität gezielt für den Netzbetrieb zu nutzen. Nach Angaben der Projektpartner soll damit untersucht werden, inwieweit sich Netzengpässe und Lastspitzen im Niederspannungsnetz entschärfen und Lastflüsse optimieren lassen.

Reallabor in Borna: Über 100 Speicher unter realen Markt- und Netzbedingungen
Erprobt wird das Konzept in einem Reallabor im sächsischen Borna, das die Städtischen Werke Borna betreiben. Mit mehr als 100 Batteriespeichern wird die gesamte Kette von der Installation über die Anbindung bis zum Betrieb getestet. Geplant sind der Handel der Energiemengen der Speicher am kontinuierlichen Intraday-Markt, die Abrechnung gegenüber Energieversorgern und Endverbrauchern sowie die Untersuchung der Auswirkungen auf das örtliche Stromnetz. Zusätzliche Testfelder, auch in anderen Städten, sind während der Projektlaufzeit vorgesehen. Für das bis Februar 2029 laufende Projekt stehen 13 Millionen Euro aus Bundesmitteln bereit.

Die Konsortialführung liegt im Auftrag des Bundesministeriums der Verteidigung bei der Helmut-Schmidt-Universität unter Prof. Dr. Stefan Dickmann. Sie bringt Expertise zu Energiesystemintegration, Netzstabilität, Leistungselektronik und Sensorik ein. Das Karlsruher FZI Forschungszentrum Informatik entwickelt Algorithmen zur Schwarmkoordination. Die Jenaer Navimatix GmbH entwickelt Plattform und Schnittstellen für die netzdienliche Steuerung. Die Karlsruher InnoCharge GmbH, die Software zur Vermarktung von Flexibilität anbietet, verantwortet die energiewirtschaftliche Optimierung. Das Zürcher Unternehmen Exnaton, ein Spin-off der ETH Zürich, kümmert sich um Tarifgestaltung, Abrechnung und das Geschäftsmodell. Examesh übernimmt Speicherentwicklung, Edge Computing und IoT-Betrieb. Die Kanzlei Becker Büttner Held und der IT-Sicherheitsanbieter DriveLock liefern nach Projektangaben weitere wesentliche Beiträge.

Dual-Use-Ansatz: Speicher könnten bei Stromausfall Kleinverbraucher versorgen
NaREsys verfolgt einen Dual-Use-Ansatz. Perspektivisch könnten die Speicher auch Sicherheitsfunktionen übernehmen und bei Stromausfällen kleine Verbraucher wie Mobiltelefone oder Radios versorgen. Laut den Projektpartnern bleibt das System durch die verteilte Architektur auch ohne permanente Verbindung zu einer zentralen Leitstelle handlungsfähig.

Für den Fall einer späteren Einbindung in kritische Energieinfrastrukturen setzt das Projekt nach eigenen Angaben auf Zero-Trust-Konzepte, gehärtete Edge-Knoten, Endpoint-Schutz, Sealed-Cloud-Technologien und Anomalie-Erkennung im Netzwerkverkehr. Das FZI überprüft die Sicherheitsarchitektur des Gesamtsystems.

Für die Vernetzung von Kleinstbatteriespeichern erwarten die Projektpartner Anpassungen des regulatorischen Rahmens, insbesondere bei der 4,2-Kilowatt-Grenze für die Netzentgeltreduzierung nach § 14a EnWG. Das FZI kann Erkenntnisse aus dem Vorhaben in Gremien wie dem VDE FNN einbringen. Ob sich Speicher in Wohnungen von Mehrfamilienhäusern über einen Schwarm für Flexibilitätsmärkte und den Netzbetrieb nutzen lassen, will das Projekt bis Februar 2029 klären.