Der Grundgedanke einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung (Englisch: Flexible Connection Agreement, kurz: FCA) klingt einfach: Ein Batteriespeicher bekommt schneller einen Netzanschluss, akzeptiert dafür aber Einschränkungen in seiner Fahrweise. In der Praxis steckt dahinter ein komplexes Regelwerk – und genau dort entzündet sich der Streit.
Das Kernprinzip: Der Speicher soll dem Erneuerbaren-Strom aus dem Weg gehen. Wenn Wind- und Solaranlagen viel einspeisen und das Netz an seine Grenzen stößt, darf der Speicher nicht zusätzlich einspeisen – er muss im Zweifel sogar laden, um Kapazität aufzunehmen.
Fahrweise muss rechtzeitig bekannt sein
Umgekehrt gilt: In Zeiten niedriger Einspeisung und freier Netzkapazität kann der Speicher gezielt entladen. Wie stark diese Vorgaben greifen, hängt dabei erheblich vom jeweiligen Netzgebiet ab – ein Netz mit hohem Windanteil wie in Schleswig-Holstein stellt andere Anforderungen als eines mit starker Industrielast.
Ein weiteres zentrales Element ist die Fahrplanmeldung. Speicherbetreiber müssen ihre geplante Fahrweise rechtzeitig vorher – häufig rund 48 Stunden im Voraus – an die prognostizierte Netzsituation anpassen. Das schafft Planbarkeit für den Netzbetreiber – schränkt aber die Flexibilität des Speichers ein, die eigentlich sein größter Marktvorteil ist.
Die Streitpunkte im Detail
Über mehrere Kernfragen wird dabei in der Branche besonders intensiv diskutiert:
- Volllaststundenlimit: Derzeit sehen viele FCA-Entwürfe keine Obergrenze für die Anzahl möglicher Betriebseinschränkungen vor. Speicherbetreiber und der Bundesverband Energiespeicher (BVES) fordern ein jährliches Volllaststundenlimit – etwa 800 Stunden –, das dem Netzbetreiber einen Anreiz gibt, Einschränkungen nur im tatsächlich notwendigen Umfang anzuordnen. Solche Obergrenzen würden Speicherprojekte wiederum für Banken und Investoren kalkulierbar machen.
- Prognoseverantwortung: Einige FCA-Entwürfe verpflichten den Speicherbetreiber, auf Basis regionaler Wetterprognosen und Referenzanlagen selbst ein Leistungsband zu berechnen. Dagegen richtet sich grundsätzliche Kritik: Die relevanten Netzdaten – Auslastung, Plandaten aus dem Redispatch 2.0, Wartungsplanung – liegen beim Netzbetreiber. Dieser sollte daher auch die Prognose erstellen und standardisiert kommunizieren.
- Regelleistung: Manche Standards begrenzen die Teilnahme an der Sekundärregelleistung (aFRR) pauschal auf 30 Prozent der installierten Leistung und schließen die Primärregelleistung (FCR) ganz aus – unabhängig von der tatsächlichen Netzsituation. Kritiker halten das für überzogen: Tatsächliche Regelenergie-Abrufe machen in der Praxis einen Bruchteil der bezuschlagten Leistung aus. Ein Vollabruf aller angeschlossenen Speicher gleichzeitig kommt praktisch nie vor. Auf der anderen Seite sind Vergütungen für Regelleistung wichtige Einnahmequellen für Speicher.
- Fahrplantoleranz: Regelleistungsabrufe – also der gezielte Abruf von Speichern zur Stabilisierung des Stromnetzes – sind kurzfristig und nicht vorhersehbar. Solange nicht explizit geregelt ist, dass regelleistungsbedingte Abweichungen vom gemeldeten Fahrplan toleriert werden, droht Speicherbetreibern ein schwer kalkulierbares Risiko.
- Baukostenzuschuss: Wer Netzanschlusskapazität mitfinanziert, diese aber vertraglich nur eingeschränkt nutzen darf, sollte nach Ansicht des BVES nicht denselben Baukostenzuschuss (BKZ) zahlen wie ein Anschlussnehmer mit uneingeschränktem Anschluss. Ein verringerter BKZ, der sich am Grad der netzdienlichen Beteiligung orientiert, würde zudem Anreize für kooperative Betriebsmodelle schaffen.
Speicherbetreiber fürchten um Wirtschaftlichkeit
Hinter den technischen Detailfragen steht eine grundsätzliche wirtschaftliche Abwägung. Aus der Branche ist zu hören, dass bei einzelnen frühen FCA-Projekten die Erlöseinbußen für Speicherbetreiber erheblich ausgefallen sind – mehr, als beim Vertragsabschluss erwartet wurde.
Der Markt für Batteriespeicher lebt von kurzfristiger Flexibilität: Preisunterschiede im Stundenbereich, Regelleistungsabrufe, strategisches Laden und Entladen. Wer diese Flexibilität durch starre Fahrplanvorgaben oder pauschale Leistungsbegrenzungen einschränkt, greift direkt ins Geschäftsmodell ein.
Netzbetreiber warnen vor langen Wartezeiten
Von Netzbetreiberseite lautet das Gegenargument: Die Alternative liege nicht bei null Einschränkungen, sondern zwischen dem Anschluss heute mit FCA und dem Anschluss in einigen Jahren ohne. Wer jetzt ans Netz komme, nehme die Markterlöse der nächsten Jahre mit – auch wenn nicht mehr jedes Geschäftsmodell in seiner ursprünglichen Form aufgehe. Die Alternative sei schlicht der spätere Netzanschluss.
Die Wartezeiten für Großbatteriespeicher sind in einigen Netzgebieten erheblich. So hatte der zum Eon-Konzern gehörende Netzbetreiber Westnetz im vergangenen Jahr gewarnt, große Anlagen womöglich erst wieder in den 2030er-Jahren anschließen zu können. Auch kommunale Netzbetreiber, etwa N-Ergie aus Nürnberg, sehen derzeit kaum noch Potenzial für den Anschluss von großen Batterien in ihrem Netz.
Wohin die Entwicklung geht
Eon will seinen FCA-Standard für Batteriespeicher noch in diesem Jahr deutschlandweit einführen. Bei weiteren Produkten – also Wind-, Solar- und Biogasanlagen – sollen die Tochtergesellschaften gestaffelt vorgehen.
Die aktuellen Standards sind dabei wohl als Zwischenstand zu verstehen: Sie dürften in den kommenden Jahren weiterentwickelt werden, je mehr Erfahrungswerte aus dem Betrieb vorliegen.
Parallel dazu gibt es andere Ansätze. Die Berliner Fachagentur Wind und Solar hat Ende Mai einen Mustervertrag auf Baukastenbasis veröffentlicht, der sich vor allem an Erneuerbare-Anlagen richtet.
Einen weiteren Ansatz haben Green Flexibility und Allgäu Netz vorgelegt: Ihr Blueprint setzt auf dynamische Leistungsbegrenzungen und ein Volllaststunden-basiertes Einschränkungsmodell, das Eingriffe konsequent am tatsächlichen Netzzustand ausrichtet. Dazu ist aber eine entsprechende Digitalisierung der Netze vor Ort nötig, die derzeit nicht jeder Netzbetreiber in Deutschland leisten kann.
Einen Vorschlag für FCAs für Erneuerbaren-Anlagen hatten bereits die Energiekonzerne EWE und EnBW vorgelegt. Dieser sieht vor, dass Projektierer in Engpassgebieten zwischen drei Optionen wählen können: warten, Standort wechseln oder einen FCA abschließen. Der entscheidende Unterschied zum Eon-Ansatz: EWE und EnBW definieren mit maximal 200 Volllaststunden pro Jahr eine konkrete Obergrenze für entschädigungsfreie Abregelungen. Beim Eon-Standard für Batteriespeicher bleibt diese Frage bislang offen – die Speicherbranche fordert ein vergleichbares Volllaststundenlimit auch dort ausdrücklich ein.
Die entscheidende Frage bleibt offen: Wer setzt am Ende den verbindlichen Rahmen? Die Bundesnetzagentur hat sich aus der konkreten Ausgestaltung der FCA bislang zurückgehalten. Solange das so bleibt, definieren Netzbetreiber die Spielregeln – und Eon, das fast zwei Drittel des deutschen Verteilnetzes nach Fläche betreibt, tut das mit besonderem Gewicht.
Mehr dazu hier: Warum Eon bei flexiblen Netzanschlüssen vorprescht – und Kritik erntet
