Ein BESS kann seine Wirkleistung sehr schnell verändern. Damit ist es für die Frequenzstabilität in der Schweiz relevant — doch «schnell» ist noch keine vollständige Dienstleistungsspezifikation. Physikalische Trägheit, Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung reagieren auf unterschiedliche Signale und Zeitskalen. Ein belastbares Projekt muss benennen, welche Ebene es bedient, wie es präqualifiziert ist und welche Betriebsreserve verfügbar bleibt.
Swissgrid formuliert das Betriebsprinzip klar: Stromerzeugung und -verbrauch müssen dauerhaft im Gleichgewicht sein, damit die Netzfrequenz bei 50 Hertz stabil bleibt. Prognosefehler, ein ungeplanter Kraftwerksausfall oder eine Laständerung können dieses Gleichgewicht stören; Regelenergie begrenzt die Abweichung und stellt die Frequenz wieder her.[1, 8]
Batteriewechselrichter können die Wirkleistung rasch und — sofern Ladezustand und Anschlusskapazität es erlauben — in beide Richtungen verändern. Das System beschafft «Geschwindigkeit» jedoch nicht als ein einziges Produkt. Swissgrid unterscheidet Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung mit jeweils eigener Aktivierungslogik, Reaktionszeit, Angebotsstruktur und Präqualifikation.[2, 5]
Diese Unterscheidung ist zugleich ein Due-Diligence-Test. Die Aussage, eine Batterie «stütze die Frequenz», bleibt unvollständig, solange Produkt, präqualifizierte Leistung, Energiereserve, Messung, Steuerungsschnittstelle und Lieferdauer nicht genannt sind.
Millisekunden, Sekunden und Minuten sind nicht austauschbar. Der erste Check ordnet die behauptete BESS-Reaktion dem Mechanismus zu, den Swissgrid tatsächlich spezifiziert.
| Reaktionsfenster | Mechanismus | Voraussetzung |
|---|---|---|
| Erste Millisekunden | Physikalische oder synthetische Trägheit | Rotierende Maschinen liefern automatisch physikalische Trägheit; umrichterbasierte Ressourcen nicht. Für Speicher mit Anschluss an Netzebene 1 verlangt Swissgrid nun netzbildende Fähigkeiten und den Beginn der synthetischen Trägheitsreaktion spätestens 10 ms nach einer Frequenzstörung.[2, 3] |
| Innerhalb 30 Sekunden | Primärregelung / FCR | Die Einheit reagiert ohne Dispatch-Signal auf die gemessene Frequenz und erreicht die präqualifizierte Leistung innerhalb von 30 Sekunden vollständig. Die Swissgrid-Roadmap 2026 nennt Angebote von 1 bis 25 MW.[2] |
| Innerhalb 5 Minuten | Sekundärregelung / aFRR | Swissgrid sendet jede Sekunde ein Signal; der Anbieter erreicht die präqualifizierte Leistung innerhalb von fünf Minuten vollständig. Das aktuelle publizierte Volumen beträgt 5 bis 100 MW; kleinere Gebote werden als mögliche spätere Änderung ausgewiesen.[2] |
| Innerhalb 10 Minuten | Tertiärregelung / mFRR | Die Roadmap verlangt die vollständige aktivierte Leistung innerhalb von zehn Minuten. Produkt- und Mindestmengenänderungen erfolgen gestaffelt; massgebend sind deshalb die Regeln zum Zeitpunkt der Ausschreibung.[2] |
Die Tabelle beschreibt eine Abfolge, keine Rangliste. Die schnelle Eindämmung begrenzt die erste Bewegung; Wiederherstellungsprodukte führen das System zum Sollwert zurück und geben frühere Reserven für das nächste Ereignis frei.
Konventionelle Generatoren mit rotierender Masse — darunter Wasser- und Kernkraftwerke — tragen als Nebenprodukt des Synchronbetriebs physikalische Trägheit zum System bei. Swissgrids Balancing Roadmap hält fest, dass PV- und Batteriesysteme über Umrichter angeschlossen sind und diesen Effekt nicht automatisch erbringen.[2]
Die technischen Mindestanforderungen von Swissgrid für direkt an Netzebene 1 angeschlossene umrichterbasierte Speicher verlangen deshalb netzbildende Regelungen. Das Dokument fordert eine praktisch verzögerungsfreie Frequenz- und Spannungsstützung und den Beginn synthetischer Trägheit innerhalb von 10 ms nach einer Frequenzstörung. Zugleich muss die Regelung mit Stromgrenzen des Umrichters und weiteren Regelfunktionen koordiniert bleiben.[3]
Der Geltungsbereich ist entscheidend. Es handelt sich um Anschlussanforderungen für erfasste Anlagen am Übertragungsnetz — nicht um einen Nachweis, dass jedes BESS im Schweizer Verteilnetz netzbildend ist oder synthetische Trägheit liefert. Das Dokument schafft auch kein aktuelles Schweizer Marktprodukt für Trägheit: Swissgrid hält ein eigenes FFR- oder Trägheitsprodukt in den nächsten Jahren für voraussichtlich nicht nötig, behält eine spätere Einführung bei Bedarf aber vor.[2, 3]
Die 20-MW-/18-MWh-Batterie in Ingenbohl im Kanton Schwyz wurde am 24. September 2020 von Swissgrid für Sekundärregelleistung präqualifiziert. Alpiqs veröffentlichter Bericht hebt die praktische Voraussetzung hinter diesem Status hervor: Batterie und Steuerungssoftware müssen so zusammenspielen, dass die Anlage Kommunikationssignale korrekt und schnell genug umsetzt.[6]
Ein separates Pilotprojekt von Swissgrid und ewz, abgeschlossen im Dezember 2022, testete eine Batterie im Verteilnetz mit einem regelbasierten Koordinationsansatz. Ziel war, dezentrale Ressourcen für Bedürfnisse von Übertragungs- und Verteilnetz einzusetzen und dabei Auswirkungen auf benachbarte und vorgelagerte Netze zu berücksichtigen. Der Pilot belegte einen Koordinationsmechanismus, nicht ein allgemein verfügbares Dual-Use-Produkt.[7]
Diese Beispiele sind aussagekräftiger als ein allgemeiner Hinweis auf die Schnelligkeit von Batterien. Das eine zeigt eine tatsächliche Präqualifikation für ein definiertes Reserveprodukt; das andere zeigt, weshalb Verteilnetzgrenzen und TSO–DSO-Koordination einen Einsatz beschränken oder bedingen können.
Swissgrid hielt die Netzfrequenz 2024 stabil, verzeichnete aber deutlich mehr Frequenzabweichungen — hauptsächlich, weil sich die Solarproduktion schwieriger prognostizieren liess. Die Folge war ein höherer Einsatz von Regelenergie.[4]
Das Folgejahr lieferte einen wichtigen Gegenpunkt. Für die ersten zehn Monate 2025 meldete Swissgrid gegenüber demselben Zeitraum 2024 einen Rückgang der aktivierten Sekundärregelenergie um 22 %, teilweise dank einer KI-gestützten Lösung für Regelenergieabrufe. Speicherkraft blieb der grösste Anbieter, während Batterien und weitere Technologien eine stärkere Rolle übernehmen sollen.[1]
Frequenzstabilität lässt sich deshalb nicht auf den Zubau von Kapazität reduzieren. Prognosequalität, Reservedimensionierung, Marktzugang, Regelungsdesign und Netzkoordination verändern sowohl den Regelenergiebedarf als auch die Frage, welche Anlagen ihn decken können.
Eine Batterie kann Teil der Reaktion sein. Sie ersetzt weder genaue Fahrpläne noch ausreichende Trägheit, Übertragungskapazität oder eine gut konzipierte Reservebeschaffung.
Ziel ist, eine Systemdienstleistung mit Ausrüstung, Verträgen und Betriebsgrenzen eines konkreten Batterieprojekts zu verbinden.
FCR, aFRR, mFRR, Spannungshaltung oder eine andere Leistung — nicht «Systemdienstleistungen» als undifferenzierte Kategorie.
Die MW, welche die technische und betriebliche Prüfung bestanden haben, nicht bloss die Nennleistung des Wechselrichters.
Der Ladezustandsbereich, der für Auf- und Abregelung über den geforderten Lieferzeitraum reserviert bleibt.
Signallatenz, EMS-Logik, Messung, Telemetrie und das geprüfte Zusammenspiel von Software und Leistungselektronik.
Anschlusslimiten und DSO-Bedingungen, die einen Einsatz auch bei einer TSO-Anforderung beschränken können.
Wie Regelenergie, lokales Engpassmanagement, Standortbedürfnisse und Wartungsfenster priorisiert werden.
Frequenzregelung, Spannungshaltung, Schwarzstart und Inselbetrieb führt Swissgrid als getrennte Systemdienstleistungen. Eine für ein Reserveprodukt präqualifizierte Batterie ist damit weder für das Hochfahren eines spannungslosen Netzes noch für Inselbetrieb oder die Versorgung eines Industrieareals während eines Ausfalls nachgewiesen.[5]
Diese Grenze ist technisch und kommunikativ wichtig. «Netzresilienz» ist ein breites Ergebnis. Die belastbare Aussage ist enger: Dieses BESS kann eine definierte Reaktion auf geprüfter Leistungsstufe über eine spezifizierte Steuerungskette, während einer angegebenen Dauer und innerhalb seiner Anschlussbedingungen liefern.
Die technischen, produktbezogenen und betrieblichen Aussagen wurden am 7. September 2026 anhand dieser öffentlichen Quellen geprüft. Produktregeln können sich ändern; Zitate sind kurz gehalten.
Die Stromerzeugung und der Stromverbrauch müssen im Netz stets ausgeglichen sein, damit die Frequenz bei 50 Hertz stabil bleibt.
The provision of synthetic inertia must begin within a maximum of 10 ms after a frequency disturbance.CurvatureEnergy-Übersetzung: «Die Bereitstellung der synthetischen Trägheit muss innerhalb von maximal 10 ms nach einer Frequenzstörung beginnen.»Die Batterie wurde am 24. September 2020 für die Bereitstellung von Sekundärregelleistung präqualifiziert.