FCAs: Wie wirken sich flexible Netzanschlussvereinbarungen auf BESS-Erlöse aus?

Wer heute Erneuerbare Energiequellen oder Stromspeicher ans Netz bringen will, stößt fast unweigerlich auf dasselbe Hindernis: den Netzanschluss. Er ist der Flaschenhals der Energiewende geworden. Die Zahl der geplanten Projekte übersteigt die der verfügbaren Netzanschlüsse bei Weitem.

Und das wird noch einige Zeit so bleiben. Für neue Batteriespeicher-Projekte sind deshalb flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCAs, kurz für Flexible Connection Agreements) zur Regel geworden.

BESS-Investor:innen schätzen die Erlöswirkung solcher Einschränkungen häufig falsch ein. In diesem Blogbeitrag erklären wir dir den Hintergrund zu FCAs und zeigen dir anhand unserer Praxiserfahrung als Flexibilitätsvermarkter, wie sich eine solche Vereinbarung auf deine BESS-Erlöse auswirken kann.

Eine flexible Netzanschlussvereinbarung ist eine vertragliche Vereinbarung zwischen einem Anlagenbetreiber und dem zuständigen Verteilnetzbetreiber (VNB). Ein uneingeschränkter Netzanschluss legt fest, dass eine Anlage zu jeder Zeit die volle Leistung einspeisen oder beziehen darf. Ein FCA hebt dieses Prinzip auf. 

Bei einem FCA wird der Netzanschluss an die Bedingung gekoppelt, dass der Verteilnetzbetreiber generelle Einschränkungen am Netzanschlusspunkt vornehmen darf.  

Für Battery Energy Storage Systems (BESS) bedeuten flexible Netzanschlussvereinbarungen: Der Speicher kann nicht mehr ausschließlich auf Preissignale der überregionalen Strommärkte reagieren, sondern muss den Bedingungen des lokalen Verteilnetzes Vorrang gewähren. Die Einschränkungen können dabei vielfältige Formen annehmen – von Vorgaben zu Leistungsgradienten und Blindleistung über die Einschränkung der Regelleistungserbringung bis hin zu Hüllkurven und Knickpunkten für Erneuerbare-Energie-Anlagen oder der temporären Übernahme des BESS-Betriebs durch den Netzbetreiber für eine definierte Anzahl von Stunden pro Jahr. 

Flexible Netzanschlussvereinbarungen werden in der Theorie oft als eleganter Kompromiss dargestellt, um Speicherprojekte in Regionen mit Engpässen schneller ans Netz zu bringen. In der Realität beschleunigen FCAs Projekte nicht nur, sie machen sie oft überhaupt erst möglich.  

Der eigentliche Engpass sitzt in den Verteilnetzen. Durch den massiven, dezentralen Zubau erneuerbarer Energien müssen die Netze enorme, fluktuierende Strommengen aufnehmen. Dieser Herausforderung sind die vielen deutschen Verteilnetzbetreiber bisher mit zu langsamen Ausbau- und Digitalisierungsmaßnahmen ihrer Mittelspannungsnetzte begegnet.  

Erschwerend kommt hinzu: Ein Großteil der Verteilnetze ist kaum digitalisiert. Viele Verteilnetzbetreiber agieren im operativen Blindflug, da sie keine Echtzeit-Transparenz über die lokalen Lastflüsse in ihren Netzen haben.  

Um die Netzstabilität zu wahren, können neue, flexible Assets wie Batteriespeicher nicht mehr blind und ausschließlich auf landesweite Preissignale (wie Day-Ahead- oder Intraday-Preise) reagieren. Sie müssen die Einschränkungen der Verteilnetzbetreiber in Form von FCAs akzeptieren, um einen Netzanschlussvertrag zu bekommen. 

Wie genau der Netzanschluss eingeschränkt wird, ist bislang nicht standardisiert. Größere Verteilnetzbetreiber haben jüngst eigene Standard-FCAs veröffentlicht. Die Hoffnung der Batteriespeicher-Branche ist, dass sich die meisten Netzbetreiber an diesen orientieren.  

Grundsätzlich lassen sich FCAs in kommerzielle, temporäre oder physisch-technische Einschränkungen unterteilen. Diese Vorgaben können entweder konstant (statisch) über das gesamte Jahr gelten oder zeitweise wirkend (dynamisch) vom Netzbetreiber gesteuert werden. Manche sind befristet, andere dauerhafter Natur. 

Beispielhafte Einschränkungen bei flexiblen Netzanschlussvereinbarungen sind etwa: 

• An/Abfahrtrampen oder Leistungsgradienten (6-20 % P_max/min) 

• Einspeise- oder Bezugsbeschränkungen in Abhängigkeit regionaler PV- und/oder Winderzeugung (standortspezifisch und/oder zeitabhängig) 

• Blindleistungsbereitstellung (teils über die VDE-Norm 4120 hinaus) 

• Einschränkungen bei der Erbringung von Systemdienstleistungen 

• Redispatch-Verpflichtung 

Für Big Player unter den BESS-Projektentwickler:innen ist dynamisches Netzanschlussmanagement der Königsweg. Anders als starre FCA-Vorgaben passt es die zulässige Leistung am Netzanschlusspunkt in Echtzeit an den tatsächlichen Netzzustand an. So bekommt man mehr Spielraum, wenn das Netz Kapazität hat, und drosselt nur dann, wenn es wirklich nötig ist. Wer in die nötige Mess- und Kommunikationsinfrastruktur investiert, hilft dem Netzbetreiber damit, sein Netz überhaupt erst in Echtzeit zu verstehen.

Eine häufig angewendete Einschränkung betrifft Anfahrtsrampen (Leistungsgradienten). Sie beschreiben, wie viel Prozent seiner Nennleistung ein BESS pro Zeiteinheit hoch- oder herunterfahren darf und gelten ausschließlich für die Spotmarktvermarktung.  

Batteriespeicher zeichnen sich durch ihre schnelle Reaktionsfähigkeit aus. Ein gut konfigurierter Batteriespeicher kann innerhalb von Millisekunden von der vollen Einspeisung auf den vollen Bezug umschalten. Genau diese Eigenschaft macht Batterien auf den Spotmärkten so wertvoll. 

Wird dem Speicher nun im Netzanschlussvertrag eine Rampe von beispielsweise 6 % bis 20 % Leistungsausregelung pro Minute auferlegt, verliert das Asset sein schärfstes Werkzeug: 

• Bei einer 6%-Rampe benötigt ein Speicher mehr als 16 Minuten, um von 0 % auf 100 % Leistung hochzufahren. 

• Bei einer 20%-Rampe dauert es immer noch 5 Minuten. 

Regelleistung wie FCR und aFRR bilden traditionell das finanzielle Fundament für BESS-Projekte.  

FCR verlangt eine sofortige Leistungsabgabe innerhalb von höchstens 30 Sekunden bei Frequenzabweichungen. FCAs unterbinden die FCR-Erbringung nicht vollständig: FCR ist ohnehin regulatorisch auf 25 % der maximalen BESS-Leistung begrenzt, was den Einfluss auf das lokale Netz von vornherein dämpft. Zudem genießt Regelleistung aktuell selbst im Redispatch-Fall Vorrang. 

Dennoch können FCAs die zulässige Regelleistungskapazität weiter einschränken. Beispielsweise kann ein Verteilnetzbetreiber ein 50-MW-BESS per Flexible Connection Agreement so begrenzen, dass maximal 5 oder 10 MW Erbringung von Regelleistung zulässig sind. Die restliche Kapazität darf ausschließlich für Day-Ahead- oder Intraday-Handel genutzt werden. 

FCAs schmälern BESS-Erlöse, das steht außer Frage. Wie stark, hängt von zwei Faktoren ab: der konkreten Ausgestaltung des FCAs und der Art, wie der Speicher optimiert wird. 

Historische Marktdaten und detaillierte Simulationen zeigen: Restriktive Export- und Importlimits können die jährlichen BESS-Einnahmen um 20 bis 30 Prozent verringern, wenn der Speicher nicht intelligent optimiert wird. Wer hingegen auf eine smarte Multi-Market-Optimierung setzt, kann einen Großteil dieser Einbußen abfedern. 

Was das konkret bedeutet, zeigen wir dir anhand von zwei Beispielen. 

Wie stark eine Rampe die Erlöse mindert, hängt von der Betriebs- und Optimierungsweise ab. Es macht einen entscheidenden Unterschied, ob der Speicher rein im Energiehandel (Trading) läuft oder über eine intelligente Multi-Market-Optimierung gesteuert wird, die simultan alle verfügbaren Märkte (Arbitrage, FCR, aFRR) bedient. 

Szenario 1: Intelligente Multi-Market-Optimierung 

Wird der Speicher durch einen fortschrittlichen Handelsalgorithmus gesteuert, der die Kapazitäten dynamisch auf Arbitrage und Regelleistung aufteilt, lässt sich der negative Effekt von trägen Rampen deutlich abfedern: 

• Bei einer extrem restriktiven Rampe von 6 % pro Minute: Trotz Multi-Market-Optimierung kommt es zu spürbaren Erlöseinbußen von 6 % bis 9 % €/MW jährlich. 

• Bei einer moderat restriktiven Rampe von 20 % pro Minute: Hier schlägt der Verlust kaum noch ins Gewicht. Dank intelligenter Vorplanung und flexibler Gebotsaufteilung verliert das Asset nur noch 1 % bis 3 % €/MW an Wert. 

Dieses Szenario gilt jedoch unter einer entscheidenden Voraussetzung: dass die Regelleistungsvermarktung weiterhin uneingeschränkt attraktiv bleibt. Sobald der Regelleistungsmarkt zunehmend gesättigt ist und die Erlöse sinken, verschiebt sich die Optimierung zwangsläufig in Richtung Spotvermarktung. In diesem Szenario greifen die Rampenbeschränkungen voll durch. 

Szenario 2: Reiner Handelsbetrieb (Trading-only) 

Wenn die Regelleistungsmärkte gesättigt sind oder der Speicher aufgrund regulatorischer Vorgaben rein im Großhandel (Day-Ahead und Intraday) optimiert werden muss, schlagen träge Anfahrtsrampen hart ins Kontor.  

Warum? Das Intraday-Trading basiert auf der schnellen Ausnutzung von 15-Minuten-Kontrakten oder abrupten Systemungleichgewichten. Wenn ein Speicher bei einer 6%-Rampe über 16 Minuten braucht, um seine Leistung hochzufahren, kann er die attraktivsten Ausschläge gar nicht mehr physisch abbilden. 

• Die Auswirkung im Trading-only-Szenario: Die Erlöseinbußen belaufen sich hier schnell auf 15 % bis 35 % €/MW pro Jahr. 

Derzeit machen FCR und aFRR in vielen europäischen Ländern (darunter Deutschland) immer noch den Großteil der Speichererlöse aus. Zwar flachen die Preise durch den massiven Zubau von BESS mittelfristig ab, doch die Regelleistungsmärkte bleiben ein rentabler Stützpfeiler. 

Wird ein Speicher per FCA auf eine minimale Regelleistungsteilnahme (z. B. auf 5 von eigentlich 50 installierten MW) gedeckelt, bricht diese Margensäule weg. Der Speicherbetreiber wird gezwungen, das Asset fast ausschließlich auf den volatilen Energie-Spotmärkten einzusetzen. Wenn in diesem Moment die Strompreis-Spreads eng sind, leidet der gesamte Business Case. Eine fundierte Simulation dieses Risikos vor dem Investitionsentschluss ist daher Pflicht. 

Bei The Mobility House Energy vermarkten wir erfolgreich komplexe FCAs in mehreren europäischen Ländern, darunter ein BESS-Großprojekt mit mehr als 200 Megawatt (MW) Leistung mit komplexer Rampenlogik.  

In einem weiteren anspruchsvollen Projekt steuern wir einen Batteriespeicher, der im Rahmen einer Co-Location einen gemeinsamen Netzanschluss nutzt. Zusätzlich zur geteilten Infrastruktur des gemeinsamen Netzanschlusses gilt hier eine Regelleistungsbeschränkung für aFRR. Wenn die PV-Anlage unter Volllast einspeist, verringert sich automatisch der physikalisch verfügbare Spielraum für das BESS am Netzanschlusspunkt. 

Aus dieser Erfahrung heraus können wir die Auswirkungen flexibler Netzanschlussvereinbarungen für unsere Kund:innen konkret quantifizieren – und zwar noch vor der finalen Investitionsentscheidung. Für viele gängige FCAs haben wir bereits Simulationen. Für komplexere Projekte erstellen wir darüber hinaus individuelle Analysen, die exakt auf das jeweilige Systemdesign zugeschnitten sind. 

Der Verhandlungsspielraum mit den Netzbetreibern ist zwar oft begrenzt, aber er existiert. Wir empfehlen allen BESS-Entwickler:innen die Standard-Vorgaben der Verteilnetzbetreiber niemals blind zu akzeptieren.  

Folgende Verhandlungsansätze haben sich in der Praxis bewährt: 

1. Überprüfe Referenzanlagen  
Netzbetreiber begründen Einschränkungen häufig mit Referenzanlagen, die als Basis für die dynamische Abregelung dienen. Entscheidend ist dabei: Diese Referenzanlagen sollten am selben Umspannwerk wie dein Batteriespeicher angeschlossen sein, nicht an einem anderen Netzknoten. Andernfalls sind die Vergleichswerte schlicht nicht aussagekräftig. 

2. Beauftrage ein unabhängiges Netzsimulationsgutachten 
Statt die Annahmen des Netzbetreibers unkritisch zu akzeptieren, lohnt es sich, eine externe Netzsimulation in Auftrag zu geben. Ein unabhängiges Gutachten schafft eine belastbare Verhandlungsgrundlage und ermöglicht es dir, die geforderten Freiheitsgrade sachlich zu hinterfragen. 

3. Hinterfrage Knickpunkte und Leistungsgradienten  
Knickpunkte und Rampen werden oft pauschal ohne Berücksichtigung des konkreten Netzumfelds angesetzt. Prüfe etwa, ob es im Umfeld des Netzanschlusspunkts industrielle Großverbraucher gibt, deren Verbrauch diese Einschränkungen rechtfertigen.  

4. Schlage ein Pilotprojekt für dynamische Abregelung vor 
Statt statischer Hüllkurven oder fixer Leistungseinschränkungen kannst du gegebenenfalls ein Pilotprojekt für dynamische Abregelung beantragen. Dynamische Lösungen sind netzverträglicher und erlauben dem BESS deutlich mehr Flexibilität im Betrieb. 

5. Halte regulatorische Entwicklungen im Blick  
Aktuell müssen BESS-Betreiber:innen ihren Fahrplan bis zu 60 Minuten vor Erfüllung festlegen. Das ist eine Einschränkung, die die Flexibilität im Intraday-Handel spürbar begrenzt. Mit dem neuen Planwertverfahren zeichnet sich hier jedoch regulatorische Abhilfe ab. Wenn du heute verhandelst, solltest du diese Entwicklung kennen und entsprechende Klauseln für eine spätere Anpassung des FCA einfordern. 

Wie stark sich eine flexible Netzanschlussvereinbarung auf die Erlöse eines Großbatteriespeichers auswirken, hängt maßgeblich von ihrer konkreten Ausgestaltung des FCAs sowie der gewählten Vermarktungsstrategie des BESS ab. Während restriktive Vorgaben im reinen Trading-Betrieb erhebliche Erlösverluste verursachen können, zeigt sich in der Praxis, dass intelligente Multi-Market-Optimierung einen Großteil dieser Einbußen abfedern kann. 

Entscheidend ist daher ein proaktiver und informierter Umgang mit Flexible Connection Agreements: von der fundierten Simulation vor der Investitionsentscheidung bis hin zur aktiven Verhandlung der Anschlussbedingungen. Wenn du die technischen und regulatorischen Spielräume kennst, kannst du selbst unter restriktiven Rahmenbedingungen wirtschaftlich erfolgreiche Projekte realisieren.