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 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 nicht der große Posten. Am teuersten ist die Rampe. Das Leistungsband hat Bayernwerk Netz im Oktober 2026 deutlich entschärft; damit hängt umso mehr am Nachtfenster.
Kurz vor dem Antragsfenster des Zuteilungsverfahrens (12.10. bis 23.11.2026) hat Bayernwerk Netz die technischen Vorgaben für Batteriespeicher in Mittel- und Hochspannung überarbeitet. Regelleistungsquote, Leistungsband und Nachtfenster ändern sich alle zugunsten des Betreibers. Neu sind feste Fristen für die Fahrplanmeldung und eine vorgegebene Referenzkennlinie für das Band.
Die Rechnung auf dieser Seite ist mit den neuen Werten aktualisiert. Das Leistungsband kostet statt 4 bis 8 nur noch 1,5 bis 3 Prozent des Day-Ahead-Erlöses, die tragbare Investition des Beispielspeichers steigt um 5 bis 11 €/kWh. Unverändert bleibt der Vorbehalt beim Nachtfenster, und an ihm hängt jetzt der größte Teil des verbliebenen Risikos.
| Bayernwerk Netz | Analyse vom 20.09.2026 | Fassung Oktober 2026 |
|---|---|---|
| Sekundärregelleistung | bis 25 % | bis 30 %, innerhalb des Bands |
| Bezug mit voller Leistung | ab 30 % Solareinspeisung | ab 10 % Solareinspeisung |
| Nachtfenster 23–5 Uhr | 25 % | 40 % |
| Fahrplan | im Voraus | bis 60 min vor Erbringung, Anpassung bis 5 min |
| Grundlage des Bands | Referenzanlage im Umkreis von 25 km oder Kennzahlen | Referenzkennlinie aus der Globalstrahlung, Wetterprognose im Umkreis von 25 km |
| Band, Day-Ahead-Erlös | −4 bis −8 % | −1,5 bis −3 % |
| Erlös über zehn Jahre | −13 bis −17 % | −11 bis −12 % |
| tragbare Investition | 154–163 €/kWh | 165–168 €/kWh |
Rampe (6 %/min), Einspeisegrenzen (30/60 %), Ausschluss der Primärregelleistung und Einzelfallvorbehalt beim Nachtfenster sind unverändert. Quelle: Kundeninformationen „Technische Vorgaben FCA Batteriespeicher“ in der Mittel- und in der Hochspannung, Dateistand jeweils 09.10.2026.
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 im Oktober 2026 einen Mustervertrag mit Betriebsbedingungen, 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, aktualisiert am 24.10.2026 für Bayernwerk Netz, E.DIS, LEW Verteilnetz und MITNETZ Strom; 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 30 % der installierten Leistung, innerhalb des Leistungsbands (bis Oktober 2026: 25 %) | 6 %/min | nur Photovoltaik: voll bis 30 %, null ab 60 % | nur Photovoltaik: voll ab 10 %, null bei 0 % (bis Oktober 2026: ab 30 %) | 40 % Bezugsrecht (bisher 25 %), Einzelfallvorbehalt |
| LEW Verteilnetz | ja, Hochspannung, seit 01.07.2026 | bis 25 % | 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 %, ohne Gradientenbegrenzung | bis 30 % | 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 % | unbeschränkt außerhalb der Dunkelflaute, sonst mindestens 25 % |
| E.DIS Netz | Mustervertrag seit 09.10.2026; Anwendung frühestens ab März 2027 | ausgeschlossen; bis 25 %, wenn die Netzsituation es zulässt | bis 30 % | 6 %/min, eine zugelassene Primärregelleistung ausgenommen | Wind und Photovoltaik, standortspezifisch; im Muster voll bis 30 %, null ab 60 % | widersprüchlich: Muster eingeschränkt unter 30 %, Produktseite unter 10 % | unbeschränkt außerhalb der Dunkelflaute, sonst mindestens 25 % |
| 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 (bei den aktualisierten Netzbetreibern am 24.10.2026) 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 30 % und nur innerhalb des Leistungsbands. Leistungsband ausschließlich nach Photovoltaik, ermittelt über eine standardisierte Referenzkennlinie aus der prognostizierten Globalstrahlung im Umkreis von 25 Kilometern: Bezug voll ab 10 % Solareinspeisung, linear auf null bei 0 %. Nachtfenster 23–5 Uhr mit 40 %, im Einzelfall nicht verfügbar. Fahrplanmeldung bis 60 Minuten vor Erbringung, Anpassungen bis 5 Minuten vorher, bei erwarteten Engpässen nur in engpassreduzierender Richtung. Diese Werte gelten seit der Überarbeitung beider Kundeninformationen im Oktober 2026; vorher waren es 25 % Regelleistung, Bezug voll erst ab 30 % und ein Nachtfenster von 25 %. 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, wie seit Oktober 2026 auch bei Bayernwerk Netz; anders als dort zählt auch der Wind. Sekundärregelleistung bis 30 %, Primärregelleistung bis 25 %. Bis September schloss die Produktseite die Primärregelleistung noch aus; inzwischen stimmt sie mit der Kundeninformation überein. 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 %. Nachts von 23 bis 5 Uhr außerhalb einer Dunkelflaute unbeschränkter Bezug, in der Dunkelflaute mindestens 25 %. Anders als bei Bayernwerk Netz und SH Netz ist Primärregelleistung bis 25 % der installierten Leistung zulässig, und zwar ohne Begrenzung des Leistungsgradienten; Sekundärregelleistung bis 30 % (Muster „Vorgaben zum Betrieb des Speichers“, Stand September 2026). Verbindlich für das Band ist die Prognose 90 Minuten vor Erbringung. Reservierung befristet auf sieben Monate; sie endet, wenn bis dahin kein FCA abgeschlossen ist.
Seit 09.10.2026 sind ein Mustervertrag und dessen Betriebsbedingungen (Anlage 4) veröffentlicht; das Kundeninfo-Dokument bleibt angekündigt. Primärregelleistung ist ausgeschlossen, lässt die Netzsituation es zu, sind 25 % ohne Gradientenbegrenzung möglich. Sekundärregelleistung bis 30 %, Rampe 6 %/min für alle übrigen Betriebsweisen. Das Band folgt Wind und Photovoltaik über normierte Referenzkennlinien. Beim Bezug widersprechen sich Muster (Einschränkung unter 30 %) und Produktseite (unter 10 %); das gehört vor Vertragsschluss geklärt. Nachts außerhalb einer Dunkelflaute unbeschränkter Bezug, sonst mindestens 25 %. Angewendet wird das Produkt im Zuteilungsverfahren frühestens ab März 2027. 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 und seit Oktober 2026 auch Bayernwerk Netz verlangen die Meldung bis 60 Minuten vor Erbringung. Bayernwerk Netz gibt dafür eine standardisierte Referenzkennlinie vor, 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. Umgekehrt kann bei Verstößen gegen das Band ein pauschalierter Schadensersatz von 9.999 € je MWh vertragswidrig eingespeister Energie anfallen, mindestens 20.000 €; so steht es inzwischen auf den Produktseiten von SH Netz und E.DIS.
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 (Mittelspannung, Fassung Oktober 2026) und SH Netz (Mittelspannung). Beim Bezug decken sich die Kennlinien seit Oktober; gepunktet die frühere Bayernwerk-Grenze. 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 war das Problem, und hier hat Bayernwerk Netz im Oktober 2026 nachgebessert. Mit voller Leistung laden darf der Speicher jetzt, sobald die Photovoltaik 10 Prozent ihrer Nennleistung bringt, statt bisher 30 Prozent. Darunter sinkt die zulässige Ladeleistung linear, bei null Prozent Photovoltaik auf null. Nachts bleibt allein das Nachtfenster von 23 bis 5 Uhr, jetzt mit 40 statt 25 Prozent der Leistung. In den dunklen Randstunden davor und danach darf der Speicher weiterhin gar nicht laden.
Beim Knickpunkt von 10 Prozent liegen Bayernwerk Netz, SH Netz, LEW Verteilnetz und eine der MITNETZ-Varianten damit gleich. Der verbleibende Unterschied ist die Führungsgröße. Bei SH Netz wird der Bezug erst in der Dunkelflaute eingeschränkt, 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. Bayernwerk Netz führt nur nach Photovoltaik, nachts sind die 40 Prozent dort faktisch ein Deckel.
In Zahlen: Mit dem neuen Bayernwerk-Band darf der Beispielspeicher in 29 bis 36 Prozent aller Viertelstunden mit voller Leistung laden, vorher waren es 17 Prozent. In 20 bis 28 Prozent darf er weiterhin gar nicht laden.
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 knapp 15 Prozent, 2029 noch 8, 2030 noch 3,5, 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 vom Oktober 2026: −1,5 % im Preisjahr 2025, −2,9 % im Preisjahr 2023 mit dem Wetter eines Einzelstandorts. Im Winter 5 bis 7 %, im Sommer unter 1,5 %. Mit den alten Parametern waren es −4 bis −8 %.
Regelleistung. Gerechnet ist eine lineare Aufteilung: 30 Prozent der Leistung verdienen weiter wie im Pfad mit Regelleistung, abzüglich des Anteils der Primärregelleistung; 70 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 und seit Oktober 2026 auch Bayernwerk Netz zulassen. 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 1,5 bis 3 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 bei Bayernwerk Netz die Globalstrahlung im Umkreis von 25 Kilometern um den Standort, also ein lokales Profil.
Speziell bei 5 MW. 30 Prozent sind 1,5 MW. Am Regelleistungsmarkt beträgt die Mindestgebotsgröße 1 MW, das Angebotsinkrement ebenfalls 1 MW. Ohne Pool ist also nur 1 MW vermarktbar, ein halbes Megawatt verfällt. Unterhalb von 3,4 MW installierter Leistung reicht die Quote für kein eigenes Gebot mehr; bei Bayernwerk Netz lag die Schwelle mit der alten Quote von 25 Prozent bei 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 in der Fassung vom Oktober 2026, 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 | −2,9 % | −1,5 % |
| mit Band und Rampe | −3,0 % | −1,8 % |
| Band und Rampe, ohne Nachtfenster | −25,5 % | −15,0 % |
| Winter (Nov.–Feb.) / Sommer (Mai–Aug.) | −7,0 % / −1,3 % | −5,0 % / −0,5 % |
| Vollzyklen: frei → Band → ohne Nachtfenster | 512 → 502 → 334 | 525 → 512 → 373 |
| Zeitanteil Bezug gesperrt / voll frei | 28 % / 29 % | 20 % / 36 % |
| Zeitanteil Einspeisung gesperrt / eingeschränkt | 6 % / 17 % | 2 % / 17 % |
| zum Vergleich: Band nach der alten Fassung | −8,1 % | −3,8 % |
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 rund 9 Prozent, von April bis September höchstens 2 Prozent. Mit den alten Parametern waren es im Dezember 22 bis 26 Prozent.
Frei lädt der Speicher in der billigsten Nachtstunde und noch einmal mittags mit voller Leistung. Mit Band streckt er die Ladung auf die Nacht bis 5 Uhr mit höchstens 2 MW und lädt mittags bei knapp 11 Prozent Solareinspeisung wieder mit voller Leistung nach. 814 € gegenüber 861 € Tageserlös; mit den alten Parametern (gepunktete Bezugsgrenze) waren es 667 €.
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: 1.428 € gegenüber 1.436 €.
Auch die überarbeitete 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 15 bis 26 Prozent des Erlöses statt 1,5 bis 3 Prozent mit Nachtfenster, die Zahl der Vollzyklen fällt um rund ein Drittel. Seit der Tag großzügiger geregelt ist, ist das Nachtfenster erst recht 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 −1,5 % (Preisjahr 2025) | −10,6 % | 269 T€ | 168 €/kWh | 6,4 % | 1,09 / 0,85 | +223 T€ |
| FCA, Band −3 % (Einzelstandort) | −11,9 % | 264 T€ | 165 €/kWh | 6,0 % | 1,07 / 0,84 | +186 T€ |
| FCA ohne Nachtfenster | −22,9 % | 226 T€ | 141 €/kWh | 2,6 % | 0,92 / 0,71 | −128 T€ |
| zum Vergleich: FCA nach der alten Fassung | −13 bis −17 % | 247–261 T€ | 154–163 €/kWh | 4,5–5,7 % | 1,00–1,06 | +46 bis +157 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 38.000 bis 42.000 Euro operativen Cashflow im Jahr, über zehn Jahre 380.000 bis 420.000 Euro. Die tragbare Investition sinkt um 240.000 bis 260.000 Euro. Ohne Nachtfenster sind es 810.000 Euro weniger Cashflow und 500.000 Euro weniger tragbare Investition. Mit der alten Fassung der Bayernwerk-Vorgaben waren es 46.000 bis 59.000 Euro Cashflow im Jahr.
Die Hebelwirkung entsteht, weil die Betriebskosten fix sind. 11 Prozent weniger Erlös bedeuten 12 Prozent weniger tragbare Investition und 60 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 rund 130 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 168 €/kWh, ohne 141 €/kWh. Seit Bayernwerk Netz den Tag entschärft hat, hängt noch mehr an der Nacht. 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, und die Rampe ist nach der Oktober-Änderung der größte Einzelposten der Rechnung. Sinnvoll ist eine Rampe für den Großhandels-Fahrplan und eine getrennte Betrachtung der Regelleistungserbringung.
Bayernwerk Netz gibt seit Oktober 2026 eine Referenzkennlinie vor, die aus der prognostizierten Globalstrahlung im Umkreis von 25 Kilometern die Solareinspeisung ableitet. Zu klären bleibt, welche Wetterprognose gilt und wie Abweichungen behandelt werden. Wo das Band einer Referenzanlage folgt, verschieben die Wahl der Anlage und die Definition ihrer Nennleistung die Zahl der gesperrten Stunden.
Bei 30 Prozent Quote beginnt das eigene Gebot bei 3,4 MW installierter Leistung, volle Megawattschritte liegen bei rund 3,4, 6,7 und 10 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 ab, mit den Bayernwerk-Vorgaben vom Oktober 2026 um 11 bis 12 Prozent, 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; 1,5 bis 3 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; Bayernwerk Netz verlangt seit Oktober stündlich aktualisierte Leistungsbänder und lässt kurzfristige Anpassungen bei erwarteten Engpässen nur in engpassreduzierender Richtung zu. Bayernwerk Netz bemisst die Solareinspeisung über eine Kennlinie, die bei rund 900 W/m² Globalstrahlung 100 Prozent erreicht; die Rechnung hier nutzt stattdessen das Ertragsprofil einer realen Südanlage. Bei den übrigen Netzbetreibern ist die Bezugsgröße der Solarleistung (Modul- oder Wechselrichterleistung der Referenzanlage) 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 Bayernwerk Netz, SH Netz, LEW Verteilnetz und MITNETZ Strom veröffentlicht. E.DIS hat im Oktober 2026 einen Mustervertrag mit Betriebsbedingungen nachgelegt, 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 30 % der installierten Leistung zu (Bayernwerk Netz bis Oktober 2026: 25 %); die Regelleistung muss innerhalb des zulässigen Leistungsbands erbracht werden. MITNETZ Strom und LEW Verteilnetz erlauben Primärregelleistung bis 25 %, E.DIS, wenn die Netzsituation es zulässt. Bei einem 5-MW-Speicher sind 30 % gleich 1,5 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 und MITNETZ Strom nehmen nur eine zugelassene Primärregelleistung aus.
Ja, und das ist der teurere Teil des Leistungsbands. Bei Bayernwerk Netz sinkt die zulässige Bezugsleistung linear, sobald die Referenz-Photovoltaik unter 10 % ihrer Nennleistung liegt (bis Oktober 2026: 30 %), und erreicht null bei 0 %. Nachts bleibt das Nachtfenster von 23 bis 5 Uhr mit 40 % der Leistung (bisher 25 %). In der eigenen Rechnung kostet das 1,5 bis 3 % des Day-Ahead-Erlöses, im Winter 5 bis 7 %, ohne Nachtfenster 15 bis 26 %.
Der Betreiber des Speichers. Bayernwerk Netz schreibt seit Oktober 2026 eine standardisierte PV-Referenzkennlinie vor, die aus der prognostizierten Globalstrahlung im Umkreis von 25 Kilometern die Solareinspeisung ableitet; das Band ist stündlich zu aktualisieren. Andere Netzbetreiber verlangen mindestens eine geeignete Photovoltaik-Freiflächenanlage im Umkreis von 25 Kilometern oder stellen Kennzahlen von Referenzanlagen bereit. Bei Co-Location darf die überbaute Anlage am selben Netzverknüpfungspunkt verwendet werden. Der Fahrplan ist nach dem Redispatch-Prozess zu melden, bei Bayernwerk Netz und SH Netz bis 60 Minuten vor Erbringung.
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.