Kluft zwischen Theorie (FCAs) und Praxis (BESS-Optimierung) überbrücken
Die Energiewende schreitet immer schneller voran, und nirgendwo wird dies deutlicher als beim raschen Ausbau von Batterie-Energiespeichersystemen (BESS). Um diesen Ausbau zu beschleunigen, setzen Netzbetreiber in ganz Europa zunehmend auf flexible Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements, FCAs). Diese Vereinbarungen versprechen schnellere (oder überhaupt erst mögliche) Netzanschlüsse im Gegenzug dafür, dass der Verteilernetzbetreiber (VNB) oder Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Anlage unter bestimmten Bedingungen drosseln oder einschränken darf.
Auf dem Papier sind FCAs effizient, pragmatisch und innovationsfreundlich. In der Praxis, insbesondere wenn sie dynamisch und nicht deterministisch sind, führen sie jedoch zu einer operativen Unsicherheit, die die Optimierung von Batterieenergiespeichersystemen (BESS) erheblich erschweren kann.
Auf der BATCON-1-Konferenz in München im März 2026 hat unser COO Christoph Gardlo dargelegt, was vielen in der Branche allmählich bewusst wird: „Dynamische FCAs sind extrem schwer zu modellieren und daher für die Abrechnung in der realen BESS-Optimierung praktisch nicht nutzbar.“ Dieser Artikel fasst zusammen, warum das so ist.
Warum es FCAs gibt und warum „dynamisch“ wichtig ist
Der Einfluss von FCAs auf die Optimierung von Batteriespeichersystemen
Es gibt einige Aspekte, die Investoren und Eigentümer von Batteriespeichersystemen bei der Entscheidung für eine FCA berücksichtigen sollten:
- Jede FCA wirkt sich auf die Optimierung aus, und es gibt keine Ausnahmen: Selbst scheinbar geringfügige Einschränkungen (wie Anpassungen der Rampenrate oder vorübergehende Einspeisebeschränkungen) verringern die Optionsvielfalt. Batterien monetarisieren diese Optionsvielfalt. Eine Einschränkung mindert den Wert.
- Der Zeitpunkt der Kommunikation bestimmt die Auswirkungen auf den Ertrag: Der Zeitpunkt der Einspeisebeschränkungssignale ist der Punkt, an dem das „dynamische“ Element von FCAs zur größten Herausforderung wird. Wenn der Netzbetreiber eine Beschränkung 24 Stunden vor Handelsbeginn ausgibt, kann die Batterie ihre Optimierungsstrategie entsprechend anpassen. Je näher das Einspeisebeschränkungssignal jedoch am Handelsschluss liegt, desto größer ist das Risiko von Wertverlusten, da weniger Zeit zum Reagieren und weniger Flexibilität zur Optimierung bleibt.
- Typischer Umsatzrückgang liegt bei etwa 20 %: Selbst bei moderaten Einschränkungen, wie beispielsweise einer Rampenbeschränkung von 0,025 % pro Sekunde (etwa 1 Stunde für Auf- und Abwärtsrampen), zeigt unsere Analyse einen typischen Wertverlust von rund 20 %, vorausgesetzt, dass Regelenergie weiterhin möglich ist. Rampenraten haben erhebliche Auswirkungen auf die Batterieoptimierung und können die nutzbare Kapazität einschränken, insbesondere auf den Regelenergiemärkten. So erfordert beispielsweise die Primärreserve (PRL/FCR) eine vollständige Aktivierung innerhalb von 30 Sekunden. Kleinere Batteriesysteme können innerhalb dieses Zeitrahmens oft nicht auf die Mindestgebotsgröße von 1 MW hochfahren und sind daher nicht in der Lage, am PRL-Markt teilzunehmen. Die Sekundärreserve (SRL/aFRR) lässt bis zu 5 Minuten für die vollständige Aktivierung zu und bietet somit mehr operative Flexibilität. Allerdings schränken Rampenraten-Beschränkungen weiterhin die Kapazität ein, die auf dem Markt für Zusatzdienste angeboten werden kann, was letztlich das Umsatzpotenzial verringert.
- FCAs ähneln dem industriellen Restriktionsmanagement: Seit Jahrzehnten gehen die Branchen mit Netzengpässen um, sei es durch Lastprofile, Spitzenlastabdeckung, Lastabwurf oder die Optimierung von Netzentgelten. Das Konzept ist nicht neu, doch die Anwendung auf die BESS-Optimierung, bei der Entscheidungen innerhalb von Millisekunden getroffen werden müssen, verleiht der Komplexität von FCAs eine weitaus größere Bedeutung.
Aus Sicht der BESS Investoren: Zuverlässigkeit ist unverzichtbar
Investoren können mit FCAs leben, aber nicht mit Überraschungen. Sobald das Kapital eingesetzt und das Ertragsmodell festgelegt ist, führt das Hinzukommen zusätzlicher Unsicherheiten – insbesondere dynamischer Einspeisebeschränkungen – zu Risiken, die selbst ausgefeilte Absicherungsmodelle nur schwer bewerten können.
Christoph fasste es so zusammen: „FCAs können durchaus funktionieren, aber nicht, nachdem das Kapital bereits investiert wurde.“ Diese Ansicht wird jedoch am Markt nicht uneingeschränkt geteilt. Einige argumentieren, dass Tolling mit FCAs nach wie vor möglich sei und der Schlüssel in der Risikostrukturierung liege, nicht in der Beschränkung selbst. Gut organisierte Flexibilitätsvermarkter sollten daher in der Lage sein, damit umzugehen.
Das mag zwar zutreffen, doch unserer Ansicht nach verfügen in Deutschland nur wenige Akteure über die Fähigkeit, Tolling unter dynamischen FCAs zu strukturieren. Und unserer Erfahrung nach führen schlecht konzipierte FCAs zu nicht gut performenden Batteriespeichern, da keine Optimierung eine strukturell schlechte Netzzugangsvereinbarung ausgleichen kann.
Christoph stimmt der Ansicht zu, dass Tolling unter FCAs möglich ist, betonte jedoch den zentralen Punkt: Die Herausforderung sind nicht die FCAs an sich, sondern dynamische FCAs, also solche, die nicht planbar sind. Diese Unterscheidung ist entscheidend. Eine statische oder klar kommunizierte Einschränkung lässt sich bepreisen und verwalten. Eine volatile, nicht vorhersehbare hingegen nicht.
Fazit: Wie nach Ansicht von ESFORIN heute mit FCAs umgegangen werden sollte
Auf der Grundlage unserer operativen Erfahrung bieten wir folgende Perspektive dazu, wie man sich im aktuellen regulatorischen und marktbezogenen Umfeld bei FCAs verhalten sollte:
Gehen Sie bei dynamischen FCAs mit Vorsicht vor
Wenn eine FCA Beschränkungen enthält, die nicht vorhersehbar, nicht klar kommuniziert oder sehr volatil sind, sollten Investoren von einem deutlich geringeren Wert ausgehen und ihre Optimierung entsprechend anpassen.
Bevorzugen Sie transparente, vorhersehbare und kommunizierte Restriktionen für Ihren Batteriespeicher
Ein klares, wenn auch strenges Profil der Restriktionen ist verlässlicher als ein flexibles, unvorhersehbares.
FCAs müssen vor und nicht nach der Inbetriebnahme bewertet werden
Sobald der Batteriespeicher fertiggestellt ist, ist eine nachträgliche Anpassung der Optimierung oder eine Neuverhandlung der Konditionen kaum noch möglich. Die Risikobewertung ist nicht optional.
Zusammenfassend lautet Christophs Expertenmeinung: „FCA-Restriktionen sind beherrschbar. Dynamische, nicht planbare Beschränkungen lassen sich operativ bewältigen, doch die Modellierung im Vorfeld ist schwierig und daher besteht das Risiko, den Wert des Batteriespeichers stark oder sogar zu stark zu mindern. Vorerst sollten FCAs mit klaren Betriebsregeln und vorhersehbarer Kommunikation strukturiert werden, damit sie verantwortungsvoll in die Optimierung integriert werden können.“
