Wer heute einen Großbatteriespeicher ans Verteilnetz bringen will, bekommt den Anschluss fast nur noch mit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung, kurz FCA. E.ON hat dafür im Juni 2026 einen konzernweiten Standard angekündigt. In den bisher veröffentlichten Vorgaben bedeutet er: keine oder stark begrenzte Primärregelleistung, Sekundärregelleistung nur mit 25 bis 30 Prozent der Leistung, ein Wirkleistungsgradient von 6 Prozent je Minute und ein Leistungsband, das der Einspeisung benachbarter Solar- und Windparks folgt. Diese Auswertung stellt die veröffentlichten Bedingungen von zehn Netzbetreibern nebeneinander, darunter Bayernwerk Netz, SH Netz, LEW Verteilnetz, MITNETZ Strom, E.DIS, Avacon und Westnetz, und rechnet an einem fiktiven Speicher mit 5 MW und 10 MWh durch, was sie kosten. Das Ergebnis widerspricht der verbreiteten Lesart: Die Deckelung der Regelleistung ist der kleinste Posten. Teuer sind die Rampe und das Leistungsband.
Warum Netzbetreiber Batteriespeicher kaum noch ohne FCA anschließen — und was darin steht.
Die Netzbetreiber können den Andrang nicht mehr konventionell bedienen. E.ON beziffert die bereits zugesagte Anschlussleistung für Speicher in den eigenen Verteilnetzen auf rund 25 Gigawatt und die weiteren Anfragen auf über 500 Gigawatt. Bei den vier Übertragungsnetzbetreibern lagen Anfang 2026 nach eigenen Angaben 717 Anträge mit 270 Gigawatt vor. Würde jeder dieser Speicher mit voller Leistung und ohne Auflagen angeschlossen, müsste das Netz für den Fall ausgelegt werden, dass alle gleichzeitig laden oder einspeisen.
Den rechtlichen Rahmen liefert seit Februar 2025 § 17 Absatz 2b des Energiewirtschaftsgesetzes. Netzbetreiber können danach eine flexible Netzanschlussvereinbarung anbieten, die ihnen eine statische oder dynamische Begrenzung der maximalen Entnahme- oder Einspeiseleistung erlaubt. Zu regeln sind Höhe, Zeiträume und Dauer der Begrenzung, die technischen Anforderungen und die Haftung. Für Erzeugungsanlagen steht die Parallelregelung in § 8a EEG; sie erfasst nur die Einspeisung. Einen Anspruch auf ein FCA gibt es nicht, eine Pflicht, es anzunehmen, ebenfalls nicht. Praktisch zählt die Bereitschaft dazu trotzdem: Im kriterienbasierten Zuteilungsverfahren vergibt E.DIS für die Zustimmung zum FCA die maximale Punktzahl im Kriterium Flexibilitätsbereitschaft.
Am 18. Juni 2026 hat E.ON einen nach eigenen Worten erstmals bundesweit einheitlichen FCA-Standard für alle Netzbetreiber des Konzerns angekündigt, erprobt am Großspeicher Bollingstedt in Schleswig-Holstein, mit Einführung bis Ende 2026. Der Stand ist je Netzbetreiber sehr verschieden: Bayernwerk Netz, SH Netz und LEW Verteilnetz haben vollständige technische Vorgaben veröffentlicht, E.DIS kündigt sie an, Avacon entwickelt das Produkt noch, Westnetz bietet FCA bisher nur für Speicher an Erzeugungsanlagen.
Inhaltlich bestehen die veröffentlichten Vereinbarungen aus vier Klauseln: einer Beschränkung der Regelleistung, einem Wirkleistungsgradienten (der Rampe), einem Leistungsband, das der Einspeisung benachbarter Solar- und Windparks folgt, und der Pflicht des Betreibers, dieses Band selbst zu prognostizieren und seinen Fahrplan vorab zu melden. Jede dieser Klauseln kostet Erlös. Wie viel, hängt an den Parametern, und die unterscheiden sich von Netzbetreiber zu Netzbetreiber stärker, als der Begriff „Standard" vermuten lässt.
Stand 20.09.2026, ausschließlich aus den Kundeninformationen und Produktseiten der Netzbetreiber. Verbindlich ist jeweils der final vereinbarte Vertrag.
| Netzbetreiber | FCA für Stand-alone-Speicher | Primärregelleistung (FCR) | Sekundärregelleistung (aFRR) | Wirkleistungsgradient | Leistungsband Einspeisung | Leistungsband Bezug | Nachtfenster 23–05 Uhr |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bayernwerk Netz | ja, Mittel- und Hochspannung | nicht zulässig | bis 25 % der installierten Leistung | 6 %/min | nur Photovoltaik: voll bis 30 %, null ab 60 % | nur Photovoltaik: voll ab 30 %, null bei 0 % | 25 % Bezugsrecht, Einzelfallvorbehalt |
| LEW Verteilnetz | ja, Hochspannung, seit 01.07.2026 | widersprüchlich: Kundeninfo 25 %, Web-FAQ „nicht zulässig" | bis 30 % | 6 %/min, unabhängig vom Marktsegment | Wind oder Photovoltaik: voll bis 30 %, null ab 60 % | Wind oder Photovoltaik: voll ab 10 %, null bei 0 % | 25 % Bezugsrecht, Einzelfallvorbehalt |
| SH Netz | ja, Mittel- und Hochspannung | nicht zulässig | bis 30 %, innerhalb des Leistungsbands | 6 %/min, unabhängig vom Marktsegment | Wind oder Photovoltaik: voll bis 50 %, null bei 100 % | Wind und Photovoltaik: voll ab 10 %, null bei 0 % | unbeschränkt außerhalb der Dunkelflaute, sonst mindestens 25 % |
| MITNETZ Strom | ja, Hochspannung und Umspannwerk-Direktanschluss; reguläre Umsetzung 2026 | bis 25 % | keine Quote veröffentlicht | 0,10 %/s (= 6 %/min), Primärregelleistung ausgenommen | Wind und/oder Photovoltaik, drei Varianten: eingeschränkt ab 50, 40 oder 30 % | drei Varianten: eingeschränkt unter 10, 20 oder 30 % | mindestens 25 % |
| E.DIS Netz | Pilotphase; Kundeninfo „in Kürze" | nicht veröffentlicht | nicht veröffentlicht | in der Regel 6 %/min, Regelleistung ausgenommen | regelbasiert nach Wind und/oder Photovoltaik, mehrere Varianten; Knickpunkte nicht veröffentlicht | nicht genannt | |
| Avacon Netz | in Entwicklung | nicht veröffentlicht | nur „statischer Anteil" | 6 bis 20 %/min je Anschlusspunkt | nicht veröffentlicht; dynamisches Zielbild „voraussichtlich ab etwa 2030" | nicht genannt | |
| Westnetz | nur Grünstrom- und Co-Location-Speicher; Stand-alone „perspektivisch" | nicht veröffentlicht | nicht veröffentlicht | höchstens 6 %/min oder 0,10 %/s | Co-Location: Einspeisung ab einem Schwellenwert schrittweise reduziert; Schwellenwert nicht veröffentlicht | nicht genannt | |
| N-ERGIE Netz | Konzept „netzneutraler Speicher"; FCA in Prüfung | individuell je Standort | höchstens 6 %/min in beiden Richtungen | statisch: zwei saisonale Betriebsbereiche nach Tageszeit, als Übergangslösung | nicht genannt | ||
| EWE NETZ | „volldynamisch"; derzeit keine neuen Reservierungen für große Graustromspeicher | nur außerhalb von Engpassgebieten, keine Quote | 0,37 %/s (rund 22 %/min) | Reduzierung netzseitig nach aktueller Netzsituation, dazu Begrenzung der Vollbenutzungsstunden | nicht genannt | ||
| Netze BW | keine FCA-Produktseite gefunden | keine technischen Vorgaben veröffentlicht; Kapazitätsvergabe im Punkteverfahren | — | ||||
Prozentangaben zum Leistungsband beziehen sich auf die Einspeisung der Referenzanlagen in Prozent ihrer Nennleistung; „voll" heißt 100 % der vereinbarten Anschlussleistung des Speichers. „Nicht veröffentlicht" heißt: am 20.09.2026 auf den Seiten des Netzbetreibers nicht auffindbar. Das besagt nicht, dass es keine Vorgabe gibt — sie wird dann im Einzelfall mitgeteilt. Für das Höchstspannungsnetz nennen die vier Übertragungsnetzbetreiber in ihren gemeinsamen technischen Anforderungen vom 16.12.2024 eine Rampe zwischen 6 und 20 %/min. Quellen je Netzbetreiber in den Steckbriefen darunter.
Vollständige technische Vorgaben für Stand-alone-Batteriespeicher in Mittel- und Hochspannung. Keine Primärregelleistung, Sekundärregelleistung bis 25 %, Leistungsband ausschließlich nach Photovoltaik: Bezug voll ab 30 % Solareinspeisung, linear auf null bei 0 %. Nachtfenster 23–5 Uhr mit 25 %, im Einzelfall nicht verfügbar. Die Auflagen gelten dauerhaft, ein Ausgleich nach Redispatch besteht nicht. Kapazitätsvergabe im gemeinsamen kriterienbasierten Zuteilungsverfahren mit E.DIS und SH Netz; Antragsfenster 12.10. bis 23.11.2026 mit Realisierungskaution. Die Bereitschaft zum FCA ist ausdrücklich „keine Anschlussgarantie".
Quelle: bayernwerk-netz.de, FCA für Batteriespeicher mit Kundeninformationen Mittel- und Hochspannung
Seit 01.07.2026 gilt der neue Stand-alone-FCA, veröffentlicht für die Hochspannung. Das Band folgt dem höheren Wert aus Wind oder Photovoltaik; der Bezug wird erst unter 10 % eingeschränkt und damit deutlich später als bei Bayernwerk Netz. Sekundärregelleistung bis 30 %. Zur Primärregelleistung widersprechen sich die eigenen Unterlagen: Die Kundeninformation nennt eine Begrenzung auf 25 %, die Web-FAQ schließt die Teilnahme aus. Das sollte vor Vertragsschluss schriftlich geklärt sein. Reservierung erst nach Auftragserteilung und Anzahlung.
Quelle: lew-verteilnetz.de, FCA Batteriespeicher mit Kundeninformation Hochspannung
Das Muster des E.ON-Standards, erprobt am Großspeicher Bollingstedt. Keine Primärregelleistung, Sekundärregelleistung bis 30 % und nur innerhalb des Leistungsbands. Das Band folgt Wind oder Photovoltaik; der Bezug wird nur in der Dunkelflaute eingeschränkt, wenn beide unter 10 % liegen. Das Nachtfenster ist ein zusätzliches Mindestbezugsrecht von 25 %. Fahrplanmeldung bis 60 Minuten vor Erbringung.
Quelle: sh-netz.com, FCA Batteriespeicher; Parameter aus der Kundeninformation Mittelspannung
Stand-alone-Speicher mit FCA in der Hochspannung, an der Umspannung und bei Umspannwerk-Direktanschlüssen in der Mittelspannung; die reguläre Umsetzung ist für 2026 angekündigt. Drei Varianten des Leistungsbands, beim Bezug mit Einschränkung unter 10, 20 oder 30 %. Bezugsfenster nachts mindestens 25 %. Anders als bei Bayernwerk Netz und SH Netz ist Primärregelleistung bis 25 % der installierten Leistung zulässig. Reservierung befristet auf sieben Monate; sie endet, wenn bis dahin kein FCA abgeschlossen ist.
FCA für Stand-alone-Speicher werden bisher testweise in Piloten abgeschlossen. Das Kundeninfo mit den Vorgaben zur Regelleistung ist „in Kürze" angekündigt und war am 20.09.2026 noch nicht veröffentlicht. Bekannt sind die Rampe von in der Regel 6 %/min, von der die Regelleistung ausgenommen ist, und das regelbasierte Band nach Wind und/oder Photovoltaik mit Referenzanlage im Umkreis von 25 Kilometern. Zuteilungsverfahren für Speicher über 300 kW: Antragsfenster 12.10. bis 23.11.2026, Realisierungskaution 1.500 € je MW netto, Rückzahlung bis 10.05.2027.
Quelle: e-dis-netz.de, FCA BESS Stand-alone und Zuteilungsverfahren
Ein FCA-Produkt für Stand-alone-Batteriespeicher „wird entwickelt"; technische Vorgaben mit Zahlen gibt es noch nicht. Für Großspeicher gilt eine Rampe zwischen 6 und 20 %/min je Anschlusspunkt, Fahrpläne sind im Planwertverfahren vorab zu liefern. Die Kapazität wird im Windhundverfahren vergeben, ein Baukostenzuschuss fällt an.
Quelle: avacon-netz.de, FCA und Stromspeicher
FCA gibt es für Grünstromspeicher und laut Pressemitteilung vom 21.07.2026 für Graustromspeicher in Co-Location mit einer Erzeugungsanlage. Für eigenständige Batteriespeicher sind Lösungen „perspektivisch vorgesehen". Rampe höchstens 6 % der installierten Bemessungsleistung je Minute oder 0,10 % je Sekunde. Ein gesonderter FCA-Antrag ist nicht nötig, ein Anspruch auf ein FCA besteht nicht.
Quelle: westnetz.de, Flexible Netzanschlussvereinbarung und Batteriespeicher
Kein FCA-Produkt, sondern ein Konzept für „netzneutrale" Großbatteriespeicher mit zwei saisonal unterschiedlichen, nach Tageszeit festgelegten Betriebsbereichen. Das ist ein statisches Band; in der Kurzstudie von BET und IAEW kosten statische Bänder rund 26 % Erlös, dynamische rund 1 %. N-ERGIE bezeichnet das Konzept als Übergangslösung bis zu einer volldynamischen Fahrweise. Rampe höchstens 6 %/min, Regelleistung wird je Standort festgelegt.
Quelle: n-ergie-netz.de, Energiespeicher mit Konzeptpapier
EWE beschreibt „volldynamische" FCA, bei denen die Reduzierung netzseitig nach aktueller Netzsituation erfolgt, nimmt derzeit aber keine neuen Reservierungen für große Graustromspeicher an. Regelenergie nur außerhalb von Engpassgebieten. Windhundverfahren mit Realisierungskaution von 1.500 € netto je MW ab 2 MW Bezugsleistung; für die bedingte Kapazität wird der Baukostenzuschuss einmalig um 70 % reduziert.
Quelle: ewe-netz.de, Großspeicher
Eine FCA-Produktseite für Batteriespeicher war nicht auffindbar. Anschlusskapazität für Speicher mit Netzbezug wird im Punkteverfahren vergeben: Projektreife 50 %, Ortsgebundenheit 34 %, Frühzeitigkeit 16 %. Erster Anmeldezeitraum 01.11. bis 31.12.2026, Vergabe voraussichtlich bis 01.03.2027.
Quelle: netze-bw.de, Vergabeverfahren
Der Betreiber ermittelt das Leistungsband selbst — aus der Einspeisung mindestens einer Freiflächenanlage im Umkreis von 25 Kilometern oder aus Referenzkennzahlen des Netzbetreibers — und meldet seinen Fahrplan im Voraus nach dem Redispatch-Prozess. SH Netz verlangt die Meldung 60 Minuten vor Erbringung. Bei MITNETZ benennt der Netzbetreiber die Referenzanlagen. Einen finanziellen Ausgleich für die Einhaltung der Grenzen gibt es nicht, und die Auflagen gelten für die gesamte Laufzeit des Anschlussverhältnisses.
Die FCA-Produkte richten sich an Speicher mit eigenem Netzanschluss in Mittel- und Hochspannung, die aus dem Netz laden und am Markt handeln. Ein Speicher, der im Betrieb Lastspitzen kappt und Solarstrom verschiebt, lebt von anderen Wertströmen und ist von diesen Auflagen nicht betroffen. Wer Schlagzeilen über Großspeicher auf ein Gewerbeprojekt überträgt, rechnet mit dem falschen Risiko.
Dieselbe Logik, andere Parameter: zulässige Leistung des Speichers in Abhängigkeit von der Einspeisung der Referenzanlagen.
Oben Einspeisung, unten Bezug, jeweils in Prozent der vereinbarten Anschlussleistung. Eigene Darstellung nach den Kundeninformationen von Bayernwerk Netz und SH Netz (Mittelspannung). Bei SH Netz zählt der höhere Wert aus Wind und Photovoltaik, bei Bayernwerk ausschließlich die Photovoltaik.
Auf der Einspeiseseite stört das Band wenig. Wenn die Solarparks der Umgebung mit mehr als 30 Prozent ihrer Nennleistung einspeisen, ist der Strompreis niedrig, und ein Speicher will in diesen Stunden ohnehin laden, nicht entladen. Die Auflage verbietet also meist, was wirtschaftlich niemand vorhatte.
Die Bezugsseite ist das Problem. Bei Bayernwerk Netz darf der Speicher nur dann mit voller Leistung laden, wenn die Photovoltaik mindestens 30 Prozent ihrer Nennleistung bringt. Darunter sinkt die zulässige Ladeleistung linear, bei null Prozent Photovoltaik auf null. Nachts bleibt allein das Nachtfenster von 23 bis 5 Uhr mit 25 Prozent der Leistung. In den dunklen Randstunden davor und danach darf der Speicher gar nicht laden.
SH Netz regelt dasselbe milder. Eingeschränkt wird der Bezug erst in der Dunkelflaute, also wenn Wind und Photovoltaik unter 10 Prozent liegen. Weht nachts Wind, lädt der Speicher dort unbeschränkt; das Nachtfenster ist ein zusätzliches Mindestbezugsrecht für den Fall, dass gar nichts einspeist. Auch LEW Verteilnetz und eine der MITNETZ-Varianten setzen den Knickpunkt beim Bezug auf 10 Prozent. Bayernwerk Netz liegt mit 30 Prozent und der reinen Photovoltaik-Führung am strengen Ende. Die 25 Prozent sind dort nachts faktisch ein Deckel.
In Zahlen: Mit dem Bayernwerk-Band darf der Beispielspeicher nur in 17 Prozent aller Viertelstunden mit voller Leistung laden, in 21 bis 28 Prozent gar nicht.
Ein fiktiver Trading-Speicher ohne Standortlast. Kein Kundenprojekt; jede Zahl ist eine ausgewiesene Setzung oder stammt aus einer genannten Quelle.
| Größe | Annahme |
|---|---|
| Speicher | 5 MW / 10 MWh, zwei Stunden, eigener Anschluss in der Mittelspannung |
| Inbetriebnahme, Laufzeit | 2028, zehn Jahre, kein Restwert |
| Technik | nutzbarer Ladezustand 5–95 %, Wirkungsgrad 95 % je Richtung, 1,5 Zyklen je Tag, 80 % Restkapazität nach zehn Jahren |
| Erlöspfad ohne FCA | Modo Energy, Forecast Juli 2026, Zentralszenario mit Regelleistung: 112 → 78 T€ je MW und Jahr (2028–2037), reale Werte nominal angesetzt |
| Vermarktung | 90 % Erlösanteil für den Betreiber |
| Betriebskosten | 38 T€ im ersten Jahr (Versicherung, Wartung je Durchsatz, fixer Block), +2 % p. a. |
| Finanzierung | 100 % Fremdkapital, 4 %, zehn Jahre Annuität |
| Investition | 200 €/kWh, also 2,0 Mio. € — nur für die Renditekennzahlen |
Die Investition ist die unsicherste Zahl jeder Speicherrechnung. Leitkennzahl dieser Auswertung ist deshalb nicht die Rendite, sondern die maximal tragbare Investition: der Betrag, den der Erlöspfad bei einer durchschnittlichen Kapitaldienstdeckung von 1,3 gerade noch finanziert. Sie hängt allein an den Erlösen und den Betriebskosten und lässt sich direkt gegen ein Angebot halten.
Als Erlösbasis dient ein Forecast-Pfad und bewusst kein Rückblick auf die vergangenen zwei Jahre. Der Grund wird im nächsten Abschnitt sichtbar: Wer das heutige Erlösniveau fortschreibt, in dem die Sekundärregelleistung rund drei Viertel des Ertrags stellt, überschätzt sowohl den Erlös als auch den Schaden durch das FCA.
Das Inbetriebnahmejahr 2028 ist keine vorsichtige Annahme, sondern die realistische. Anschlusszusagen laufen über Zuteilungsverfahren mit festen Antragsfenstern, danach folgen Planung, Bestellung und Bau.
Regelleistung, Rampe und Leistungsband einzeln bewertet.
2028 kostet die Deckelung 15 Prozent, 2029 noch 8, 2030 noch 4, danach nichts mehr. Der Forecast preist die Sättigung des Regelleistungsmarkts bis etwa 2031 ohnehin ein. Über zehn Jahre bleiben gut 3 Prozent.
Im Day-Ahead-Handel fast wirkungslos (eigene Rechnung: −0,1 bis −0,3 %). Sie trifft den kontinuierlichen Intraday-Handel und die Regelleistung. Angesetzt ist der Wert von Modo Energy für eine 15-Minuten-Rampe: −6,3 % des Langfrist-Erlöses.
Eigene Rechnung mit den Bayernwerk-Parametern: −3,8 % im Preisjahr 2025, −8,1 % im Preisjahr 2023 mit dem Wetter eines Einzelstandorts. Im Winter 12 bis 20 %, im Sommer 1 bis 3 %.
Regelleistung. Gerechnet ist eine lineare Aufteilung: 25 Prozent der Leistung verdienen weiter wie im Pfad mit Regelleistung, abzüglich des Anteils der Primärregelleistung; 75 Prozent verdienen wie ein Speicher, der nur am Großhandel handelt. Das ist eine obere Grenze des Schadens, weil ein Optimierer die freie Leistung gezielt in die besten Großhandelsstunden legt. Modo Energy findet für eine Deckelung auf 50 Prozent praktisch keinen Effekt; die Kurzstudie von BET und IAEW kommt für 20 Prozent je Produkt auf −17 Prozent, allerdings im Rückblick auf das Jahr 2024 mit hohem Regelleistungsanteil. Für ein Projekt, das 2028 ans Netz geht, ist dieser Markt dann zum großen Teil gesättigt.
Rampe. Von voller Ladeleistung auf volle Entladeleistung braucht der Speicher 33 Minuten. Für Viertelstundenprodukte am Day-Ahead-Markt genügt das. Für die Sekundärregelleistung nicht: Sie verlangt die volle Aktivierung binnen fünf Minuten, und 6 Prozent je Minute mal fünf Minuten ergeben 30 Prozent. Das ist exakt die Quote, die SH Netz zulässt. Rampe und Regelleistungsquote sind also dieselbe Restriktion, zweimal formuliert. Primärregelleistung mit 30 Sekunden Aktivierungszeit wäre unter der Rampe nur mit 3 Prozent der Leistung erbringbar, was den vollständigen Ausschluss erklärt.
Leistungsband. Hier gibt es keine übertragbare Zahl aus der Literatur, weil die Parameter je Netzbetreiber verschieden sind. Deshalb die eigene Rechnung im nächsten Abschnitt. Die Spanne von 4 bis 8 Prozent mischt zwei Effekte: das Preisjahr (2025 mit tieferer Mittagssenke passt besser zum Band als 2023) und die Form des Solarprofils. Ein bundesweites Flottenprofil glättet; vertraglich zählt die Einspeisung einer Referenzanlage im Umkreis von 25 Kilometern.
Speziell bei 5 MW. 25 Prozent sind 1,25 MW. Am Regelleistungsmarkt beträgt die Mindestgebotsgröße 1 MW, das Angebotsinkrement ebenfalls 1 MW. Ohne Pool ist also nur 1 MW vermarktbar, ein Viertelmegawatt verfällt. Unterhalb von 4 MW installierter Leistung reicht die Bayernwerk-Quote für kein eigenes Gebot mehr, bei SH Netz mit 30 Prozent liegt die Schwelle bei 3,4 MW. Die sonst übliche Praxisschwelle von gut 1,3 MW für Regelleistung ohne Pool gilt unter einem FCA nicht.
Optimaler Day-Ahead-Fahrplan des Beispielspeichers, einmal frei und einmal mit dem Bayernwerk-Band, viertelstündlich über ein ganzes Jahr.
| Day-Ahead-Erlös | Preisjahr 2023 Einzelstandort Franken | Preisjahr 2025 Flottenprofil, skaliert |
|---|---|---|
| ohne Auflagen | 60,2 T€/MW | 80,3 T€/MW |
| nur Rampe 6 %/min | −0,1 % | −0,3 % |
| mit Leistungsband | −8,1 % | −3,8 % |
| mit Band und Rampe | −8,2 % | −3,9 % |
| Band und Rampe, ohne Nachtfenster | −27,8 % | −16,0 % |
| Winter (Nov.–Feb.) / Sommer (Mai–Aug.) | −19,9 % / −3,0 % | −12,2 % / −1,1 % |
| Vollzyklen: frei → Band → ohne Nachtfenster | 512 → 475 → 316 | 525 → 499 → 358 |
| Zeitanteil Bezug gesperrt / voll frei | 28 % / 17 % | 21 % / 17 % |
| Zeitanteil Einspeisung gesperrt / eingeschränkt | 6 % / 17 % | 2 % / 17 % |
Lineare Optimierung mit vollständiger Preisvoraussicht, 1,5 Zyklen je Tag, keine Entladung bei negativen Preisen. 2023: Solarprofil aus PVGIS (SARAH, Wetterjahr 2023) für einen Standort in Franken, 1.054 kWh/kWp. 2025: bundesweites Referenzprofil, auf denselben Jahresertrag skaliert.
Veränderung des Day-Ahead-Erlöses mit Band und Rampe gegenüber dem freien Betrieb. Im Dezember kostet das Band 22 bis 26 Prozent, von April bis September 1 bis 4 Prozent.
Frei lädt der Speicher in der billigsten Nachtstunde und noch einmal mittags mit voller Leistung. Mit Band streckt er die Ladung auf fünf Nachtstunden zu je 1,25 MW und kann mittags bei 10 Prozent Solareinspeisung nur mit einem Drittel der Leistung nachladen. Die Energiemenge bleibt gleich, die Einkaufspreise nicht: 861 € gegenüber 667 € Tageserlös.
Mittags liegt die Solareinspeisung weit über 30 Prozent, der Speicher lädt unbeschränkt zum Tiefstpreis und entlädt abends, wenn keine Photovoltaik mehr einspeist. Band und Preissignal zeigen in dieselbe Richtung: 1.436 € gegenüber 1.418 €.
Die Kundeninformation von Bayernwerk Netz hält fest, dass das Nachtfenster „in Einzelfällen" nicht bereitgestellt werden kann, etwa bei nachtaktiver Industrie im Netzgebiet. Ohne Nachtfenster darf der Speicher nur noch laden, wenn Photovoltaik einspeist. Im Day-Ahead-Handel kostet das 16 bis 28 Prozent des Erlöses, die Zahl der Vollzyklen fällt um ein Drittel. Ob das Nachtfenster am konkreten Netzverknüpfungspunkt gilt, ist damit die wichtigste Einzelfrage des gesamten Vertrags.
Vier Erlöspfade durch dieselbe Wirtschaftlichkeitsrechnung.
| Szenario | Erlös über 10 Jahre | Ø operativer Cashflow | tragbare Investition (Kapitaldienstdeckung 1,3) | bei 200 €/kWh: interne Verzinsung | Kapitaldienstdeckung Ø / schwächstes Jahr | Kapitalwert |
|---|---|---|---|---|---|---|
| ohne FCA | 863 T€/MW | 307 T€ | 191 €/kWh | 10,0 % | 1,24 / 0,94 | +550 T€ |
| FCA, Band −4 % (Preisjahr 2025) | −12,9 % | 261 T€ | 163 €/kWh | 5,7 % | 1,06 / 0,83 | +157 T€ |
| FCA, Band −8 % (Einzelstandort) | −16,8 % | 247 T€ | 154 €/kWh | 4,5 % | 1,00 / 0,78 | +46 T€ |
| FCA ohne Nachtfenster | −23,9 % | 223 T€ | 139 €/kWh | 2,2 % | 0,90 / 0,70 | −159 T€ |
Basis: Modo Energy, Forecast Juli 2026, Zentralszenario, zwei Stunden. Der Abstand ist in den ersten drei Jahren am größten, weil dort die Regelleistungs-Deckelung noch wirkt; danach bleiben Rampe und Band als dauerhafter Abschlag.
Dunkel: Bemessung am Durchschnitt der zehn Jahre. Hell: Bemessung am schwächsten Jahr, wie sie eine Bank bei fallendem Erlöspfad ansetzen kann. Zum Vergleich: Schlüsselfertige Großprojekte werden derzeit mit rund 190 €/kWh genannt.
In Euro kostet das FCA den Beispielspeicher 46.000 bis 59.000 Euro operativen Cashflow im Jahr, über zehn Jahre 460.000 bis 590.000 Euro. Die tragbare Investition sinkt um 290.000 bis 370.000 Euro. Ohne Nachtfenster sind es 840.000 Euro weniger Cashflow und 525.000 Euro weniger tragbare Investition.
Die Hebelwirkung entsteht, weil die Betriebskosten fix sind. 13 Prozent weniger Erlös bedeuten 15 Prozent weniger tragbare Investition und 71 Prozent weniger Kapitalwert. Bei einem Projekt dieser Größe ist schon der Fall ohne FCA knapp: Die Kapitaldienstdeckung liegt mit 1,24 unter der üblichen Schwelle von 1,3. Das FCA entscheidet hier also nicht zwischen gut und sehr gut, sondern zwischen finanzierbar und nicht finanzierbar.
Legt die Bank wegen des fallenden Erlöspfads das schwächste Jahr zugrunde, trägt das Projekt mit FCA noch 120 bis 127 Euro je Kilowattstunde. Das liegt unter den Kosten, zu denen Großprojekte derzeit schlüsselfertig angeboten werden.
Die Größenordnung deckt sich mit den Modellrechnungen von Modo Energy. Für ein FCA nach dem Muster von SH Netz mit allen vier Klauseln weist Modo an einem 100-MW-Speicher mit vier Stunden einen Rückgang der internen Verzinsung von 11,6 auf 8,7 bis 9,6 Prozent aus; für ein repräsentatives Worst-Case-FCA 20 Prozent weniger Erlös über die Lebensdauer. Beide Untersuchungen zeigen auch, dass die Auflagen unter-additiv wirken: Einzeln summiert ergeben sie mehr Schaden als gemeinsam modelliert. The Mobility House nennt für eine Rampe von 6 Prozent je Minute 6 bis 9 Prozent Erlösverlust, was den hier angesetzten Wert stützt. EERA Consulting kommt für die frühere statische Hüllkurve im Bayernwerk-Netz im Rückblick auf 2025 auf rund 16 Prozent. Das regelbasierte Band des neuen Standards ist demgegenüber ein Fortschritt, solange das Nachtfenster gilt.
Sechs Punkte, nach wirtschaftlichem Gewicht geordnet.
Größter Einzelhebel der Rechnung: Mit Nachtfenster trägt der Beispielspeicher 163 €/kWh, ohne 139 €/kWh. Der Einzelfallvorbehalt gehört geklärt, bevor eine Realisierungskaution hinterlegt wird.
Die Rampe gilt für die physikalische Leistung am Netzverknüpfungspunkt, gleich aus welchem Marktsegment. Damit wird die Regelleistung zweimal begrenzt. Sinnvoll ist eine Rampe für den Großhandels-Fahrplan und eine getrennte Betrachtung der Regelleistungserbringung.
Das Band folgt der Einspeisung mindestens einer Freiflächenanlage im Umkreis von 25 Kilometern oder den Kennzahlen des Netzbetreibers. Welche Anlage das ist und wie ihre Nennleistung definiert wird, verschiebt die Zahl der gesperrten Stunden.
Bei 25 Prozent Quote beginnt das eigene Gebot bei 4 MW installierter Leistung, volle Megawattschritte liegen bei 4, 8 und 12 MW. Dazwischen verfällt Leistung, sofern der Vermarkter nicht poolt.
Die Auflagen gelten nach heutigem Stand dauerhaft. Ab etwa 2030 sollen dynamische Netzentgelte dasselbe Engpasssignal über den Preis senden. Eine Klausel, die das FCA dann überprüft, verhindert, dass derselbe Engpass zweimal bezahlt wird.
Im Rückblick auf 2024 bis 2026 erscheint die Regelleistungs-Deckelung als Hauptproblem. Bei Inbetriebnahme 2028 ist sie es nicht mehr. Wer das FCA bewerten will, senkt den Forecast-Pfad um 13 bis 17 Prozent ab und prüft die tragbare Investition gegen das Angebot.
Das Leistungsband ist nur für den Day-Ahead-Anteil gerechnet. Der kontinuierliche Intraday-Handel reagiert empfindlicher, und Regelleistung ist nur relativ zum Arbeitspunkt innerhalb des Bands erbringbar; 4 bis 8 Prozent sind deshalb eine Untergrenze. Gegenläufig wirkt, dass die drei Bausteine hier multiplikativ gestapelt und die Regelleistungs-Deckelung als obere Grenze angesetzt sind. Nicht beziffert ist der Aufwand für Prognose, Online-Schnittstelle zur Leitstelle und Fahrplanmeldung. Die Bezugsgröße der Solarleistung (Modul- oder Wechselrichterleistung der Referenzanlage) ist in den Kundeninformationen nicht definiert. Investition, Finanzierung und Laufzeit sind Setzungen; die Renditekennzahlen dienen dem Vergleich der Szenarien, nicht als Prognose für ein konkretes Projekt.
Eine Vereinbarung zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber, die dem Netzbetreiber eine statische oder dynamische Begrenzung der maximalen Entnahme- oder Einspeiseleistung erlaubt. Grundlage ist seit Februar 2025 § 17 Absatz 2b EnWG; für Erzeugungsanlagen gilt § 8a EEG. Der Netzbetreiber kann ein FCA anbieten, einen Anspruch darauf gibt es nicht. Die Abkürzung steht für Flexible Connection Agreement.
Vollständige technische Vorgaben für eigenständige Batteriespeicher haben am 20.09.2026 Bayernwerk Netz, SH Netz, LEW Verteilnetz und MITNETZ Strom veröffentlicht. E.DIS schließt FCA in Piloten ab und kündigt das Kundeninfo an, Avacon entwickelt das Produkt, Westnetz bietet FCA bisher nur für Speicher an Erzeugungsanlagen. N-ERGIE arbeitet mit einem statischen Konzept für netzneutrale Speicher, EWE NETZ nimmt derzeit keine neuen Reservierungen für große Graustromspeicher an. Details in der Vergleichstabelle.
Eingeschränkt. Bayernwerk Netz und SH Netz schließen die Primärregelleistung aus und lassen an den Sekundärregelmärkten bis zu 25 % beziehungsweise 30 % der installierten Leistung zu; die Regelleistung muss innerhalb des zulässigen Leistungsbands erbracht werden. MITNETZ Strom erlaubt Primärregelleistung bis 25 %. Bei einem 5-MW-Speicher sind 25 % gleich 1,25 MW; weil Mindestgebot und Angebotsinkrement je 1 MW betragen, ist ohne Pool nur 1 MW vermarktbar.
In den meisten veröffentlichten Vorgaben 6 % der installierten Leistung je Minute, so bei Bayernwerk Netz, SH Netz, LEW Verteilnetz, Westnetz, MITNETZ Strom, E.DIS und N-ERGIE. Avacon und die Übertragungsnetzbetreiber nennen 6 bis 20 %/min, EWE NETZ 0,37 % je Sekunde. Bei 6 %/min vergehen von null auf volle Leistung knapp 17 Minuten, von vollem Laden auf volles Entladen rund 33 Minuten. SH Netz und LEW Verteilnetz wenden den Gradienten auf die physikalische Leistung am Netzverknüpfungspunkt an, unabhängig vom Marktsegment; E.DIS nimmt die Regelleistung aus.
Ja, und das ist wirtschaftlich der teurere Teil. Bei Bayernwerk Netz sinkt die zulässige Bezugsleistung linear, sobald die Referenz-Photovoltaik unter 30 % ihrer Nennleistung liegt, und erreicht null bei 0 %. Nachts bleibt das Nachtfenster von 23 bis 5 Uhr mit 25 % der Leistung. In der eigenen Rechnung kostet das 4 bis 8 % des Day-Ahead-Erlöses, im Winter 12 bis 20 %.
Der Betreiber des Speichers. Heranzuziehen ist mindestens eine geeignete Photovoltaik-Freiflächenanlage im Umkreis von 25 Kilometern um den Standort; alternativ stellt der Netzbetreiber Kennzahlen von Referenzanlagen bereit, mit denen das Band aus regionalen Wetterprognosen erstellt wird. Bei Co-Location darf die überbaute Anlage am selben Netzverknüpfungspunkt verwendet werden. Der Fahrplan ist dem Netzbetreiber im Voraus nach dem Redispatch-Prozess zu melden.
Laut Bayernwerk Netz werden sie dauerhaft festgelegt und gelten für die gesamte Laufzeit des Anschlussverhältnisses, sofern keine technischen oder regulatorischen Änderungen eine Anpassung erforderlich machen. Für die Wirtschaftlichkeitsrechnung heißt das: Die Abschläge sind über die gesamte Laufzeit anzusetzen, nicht nur für die ersten Jahre.
Nein. Bayernwerk Netz beantwortet die Frage, ob nach Redispatch Ausgleichsansprüche für die Einhaltung einer per FCA begrenzten Einspeise- oder Bezugsleistung bestehen, mit einem Wort: Nein. Die Auflagen sind der Preis für den früheren Anschluss, keine entschädigte Abregelung.
Die hier beschriebenen FCA-Produkte richten sich an Batteriespeicher mit eigenem Anschluss in Mittel- und Hochspannung, die aus dem Netz laden und am Markt handeln, sowie an die Überbauung von Erzeugungsanlagen. Ein Speicher, der im Betrieb Lastspitzen kappt und eigenen Solarstrom verschiebt, lebt von Netzentgelt- und Eigenverbrauchseffekten und ist von Leistungsband und Regelleistungsquote nicht betroffen. Mehr dazu in der Auswertung Warum der größere Speicher der teurere ist.
Wir rechnen die Klauseln an Ihrem Standort und Ihrer Anlagengröße durch: Leistungsband mit der tatsächlichen Referenzanlage, tragbare Investition mit und ohne Nachtfenster, Wirkung auf die Kapitaldienstdeckung. Das erste Gespräch ist kostenlos: Termin auswählen.